ÍNDICE 1. OBJETIVO 2. ÂMBITO DE APLICAÇÃO 3. NORMAS COMPLEMENTARES 4. DEFINIÇÕES 5. ANTEPROJETO 6. CONTEÚDO DE PROJETO 7. SIMBOLOGIA 8. LEVANTAMENTO 9. ESTIMATIVA DE DEMANDA 10. PROJETO CONVENCIONAL 11. CONFIABILIDADE
12. TENSÕES E SISTEMAS DE FORNECIMENTO 13. DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO 14. PROTEÇÃO 15. DIMENSIONAMENTO MECÂNICO 16. ANEXOS 17. VIGÊNCIA 18. APROVAÇÃO
Esta instrução tem como objetivo estabelecer critérios básicos para elaboração de projetos de rede aérea de distribuição rural trifásica, nas tensões primárias de 13.8 e 34.5 kV, de modo a garantir as condições necessárias a um adequado fornecimento de energia elétrica a um mínimo custo.
2. AMBITO DE APLICAÇÃO
Aplica-se às áreas de planejamento, projetos, construção, fiscalização de obras, operação, manutenção, suprimentos e controle de qualidade de redes de distribuição e subestações de energia elétrica.
3. NORMAS E/OU DOCUMENTOS COMPLEMENTARES Na aplicação desta norma poderá ser necessário consultar: - CERON NT-001 - Materiais de Distribuição - Padronização; - CERON NT-007 - Cadastro de Rede de Distribuição
- CERON IT-002.02 - Postes de Madeira Preservados para Redes e Linhas Aéreas de Distribuição de Energia Elétrica - Especificação;
- CERON IT-002.12 - Postes de Madeira Não Preservados para Redes e Linhas Aéreas de Distribuição de Energia Elétrica - Especificação;
CERON IT003.04 Apresentação de Projetos de Redes e Linhas de Distribuição Aérea. -Procedimentos;
- CERON IT-005.04 - Execução de Obras de Distribuição – Procedimento; - CERON IT-005.05 - Fiscalização de Obras de Distribuição - Procedimentos .
4. DEFINIÇÕES
Os termos técnicos utilizado nesta norma estão definidos nos itens a seguir: Sistema de Distribuição
Parte de um sistema de potência destinado à distribuição de energia elétrica. Subestação de Distribuição
Subestação abaixadora que alimenta um sistema de distribuição. Subestação de Consumidor
Linha Elétrica
Instalação elétrica destinada ao transporte de energia elétrica. Linha Aérea
Instalação elétrica em que os condutores, geralmente nus, ficam elevados em relação ao solo e afastados de outras superfícies, que não os respectivos suportes.
Rede de Distribuição
Conjunto de linhas elétricas com os equipamentos e materiais diretamente associados, destinados à distribuição de energia elétrica.
Rede Primária
Parte de uma rede de distribuição que alimenta transformadores de distribuição e/ou pontos de entrega sob uma mesma tensão primária nominal.
Rede Secundária
Parte de uma rede de distribuição alimentada pelo secundário dos transformadores de distribuição. Rede Urbana
Rede de distribuição situada dentro do perímetro urbano de cidades, vilas e povoados. Rede Rural
Rede de distribuição situada fora do perímetro urbano de cidades, vilas e povoados. Alimentador de distribuição
Parte de uma rede primária numa determinada área de uma localidade, que alimenta, diretamente ou por intermédio de seus ramais, transformadores de distribuição do Concessionário e/ou de consumidores.
Tronco de Alimentador
Parte de um alimentador de distribuição que transporta a parcela principal da carga total. Ramal de Ligação
Conjunto de condutores e acessórios que ligam uma rede de distribuição a uma ou mais unidades de consumo.
Demanda
Média das potências elétricas instantâneas solicitadas por consumidor ou Concessionário, durante um período especificado.
Demanda Máxima
Maior demanda verificada durante um intervalo de tempo especificado. Razão da quantidade de energia elétrica consumida durante um intervalo de tempo especificado, para esse intervalo.
Demanda não Coincidente
Soma das demandas individuais, referentes a instantes ou intervalos de medição não coincidente ao longo de um determinado intervalo de tempo.
Demanda Simultânea
Soma das demandas verificadas no mesmo intervalo de tempo especificado. Demanda Simultânea Máxima
Maior das demandas simultâneas registradas durante um intervalo de tempo especificado. Fator de Simultaneidade
Razão da demanda simultânea máxima de um conjunto de equipamento ou instalações elétricas, pela soma das demandas máximas individuais ocorridas no mesmo intervalo de tempo especificado.
Fator de Carga
Carga de demanda média pela demanda máxima ocorridas no mesmo intervalo de tempo especificado.
Fator de Demanda
Razão de demanda máxima num intervalo de tempo especificado, pela carga instalada total. DM = MW
MVA Fator de Diversidade
Razão da soma das demandas máximas individuais de um conjunto de equipamento ou instalações elétricas, pela demanda simultânea máxima ocorrida no intervalo de tempo especificado.
Fator de Utilização
Razão da demanda máxima ocorrida num intervalo de tempo especificado, pela potência instalada. Queda de Tensão
Diferença entre as tensões elétricas existentes em dois pontos de um circuito elétrico, observada no mesmo instante.
5. ANTEPROJETO
5.1. Planejamento Básico
A elaboração do projeto deverá ser precedida de uma análise das condições dos locais, de um levantamento de dados característicos do sistema elétrico disponível e da obtenção de elementos básicos tais como: planta de situação atualizada, levantamento cadastral e de carga, previsão de demanda, traçado, definição da tensão primária, previsão de condutores e doação de ramais e redes rurais existentes.
Tem também o objetivo de consultar a CERON sobre a viabilidade do fornecimento de energia e a forma de atendimento.
Deverá ser analisada a possibilidade de interligação do sistema. 5.1.1. Planta de Situação
Serão utilizadas como básicas as plantas nas escalas 1:50000 e 1:25000 em coordenadas geográficas preferencialmente UTM.
5.1.2. Levantamento Cadastral
Consiste no levantamento físico e das características de carga dos consumidores, localizados em planta, tendo em vista a determinação da demanda inicial.
No caso de consumidores rurais, deverão ser analisadas as possibilidades de eletrificação a curto prazo das propriedades da área, devendo ser efetuado o levantamento de carga de acordo com os critérios estabelecidos no item 8.
5.1.3. Previsão de Carga
Dependendo das condições da área considerada, recomenda-se que seja efetuada previsão para 10 anos, de acordo com os estudos de previsão de carga, elaborados pela área de planejamento da distribuição da CERON.
5.1.4. Demanda
A demanda inicial será calculada ou estimada, conforme o item 9, em função do tipo de projeto e característica da área.
5.1.5. Exploração do Traçado
É uma das fases mais importantes na execução do projeto. É nesta fase que todas as condições existentes, do projeto e do terreno devem ser avaliadas inclusive as possíveis condições futuras.
deverá ser integrada ao projeto com vantagens para a Concessionária e para o proprietário, bem como as redes a serem construídas.
5.2. Limites de Queda de Tensão
Os limites de queda de tensão serão fixados em função do perfil de tensão adotado, para atender aos limites de variação de tensão previstos na portaria 047/DNAEE/78.
5.3. Viabilidade Técnica
A correta verificação da viabilidade técnica de execução de um traçado é de grande importância, pois evita que ocorram imprevistos por ocasião da execução do projeto, provocando modificações no projeto original com conseqüente alteração no custo da obra.
6. CONTEÚDO DO PROJETO
O projeto elaborado a partir de mapas e plantas atualizados da área abrangida pela rede de distribuição rural, será composto de uma planta geral ou mapa chave, planta do traçado, de uma projeção vertical e correspondente planta do perfil do caminhamento da linha e de desenhos de detalhes quando necessário.
7. SIMBOLOGIA
A simbologia a ser observada para representação gráfica em projetos, deverá seguir o estabelecido pela NT-007 – Cadastro de Rede de Distribuição.
8. LEVANTAMENTO DE CARGA
A consideração de carga em projeto de rede de distribuição rural, está associado geralmente à necessidade de atendimento a uma área com cargas aleatoriamente distribuídas ao longo do traçado principal. Assim é conveniente o tratamento do assunto sob o aspecto de troncos e ramais. Por outro lado, se o projeto é totalmente novo, o enfoque de carga será baseado na previsão das necessidades atuais expandida ao horizonte esperado. Se o projeto é endereçado também a algum tipo de melhoria de sistema já existente, com previsão de novos consumidores, a carga será composta de uma parte real e sua previsão de crescimento, mais uma parte planejada, função das novas necessidades da região.
A definição das cargas para efeito de dimensionamento de uma rede de distribuição rural, pelas considerações acima deve pois, abranger todo tipo de análise para avaliação de carga. Somente um planejamento criterioso poderá fornecer os dados de carga para um projeto econômico.
8.1. Projeto com Alimentação de Novas Localidades
Uma nova localidade é considerada para efeito de projeto, como um único bloco de carga e poderá possuir ou não serviço de energia elétrica. Dependendo do caso, será tratado conforme segue:
8.1.1. Existe Serviço de Energia Elétrica
Neste caso, deverão ser levantados os dados das cargas instaladas levando em conta a existência de projetos para reforma da rede, projetos para atendimento de novas áreas de atendimento a consumidores grandes ou especiais, baseados na IT005.01 -Critérios para Projetos de Rede de Distribuição Aéreas Urbanas.
8.1.2. Não Existe Serviço de Energia Elétrica
Todos os dados necessários à definição de carga serão baseados em estimativa.
É importante o grau de confiabilidade do cadastramento das propriedades existentes. Deverão ser pesquisados o grau de urbanização das áreas de interesse, o tipo provável de ocupação e perspectivas de crescimento. Na verdade a pesquisa de dados para esta modalidade, visa municiar os setores de planejamento que à luz dos elementos próprios, definirá a carga a ser considerada.
8.2. Projeto sem Alimentação de Novas Localidades
Todo projeto de rede de distribuição rural tem como objetivo principal, atender a um maior número de consumidores. É imperioso que, todas as cargas potenciais devam ser consideradas por ocasião do dimensionamento elétrico. Pode-se resumir nas seguintes, as situações possíveis de serem encontradas para consideração de carga:
a) cargas individuais por propriedades isoladas, aleatoriamente distribuídas ao longo do caminhamento de dentro da faixa de influência do traçado caracterizando as propriedades rurais;
b) núcleos populacionais ou aglomerações de propriedades, juridicamente organizadas ou simplesmente dispostos, identificando núcleos rurais ou povoações;
c) cargas especiais, as cargas a considerar nestes casos, serão fundamentadas no cadastramento das propriedades, que deverá ser realizado de modo a avaliar a real necessidade de carga a ser instalada, conforme as informações dos proprietários, incluindo além dos dados desses proprietários, todos os equipamentos eletrodomésticos e eletromecânicos que serão instalados, identificando-se-lhes a potência em watts de cada equipamento, o fator de potência, os horários de funcionamento e a possibilidade de aumento de carga.
Deverão ser pesquisados ainda a área da propriedade e o tipo de atividade de exploração. Para as cargas especiais, além dos dados básicos acima, deverá ser anotado a existência de aparelhos que possam ocasionar oscilações de tensão na rede ou outro tipo de influência considerada anormal.
9. ESTIMATIVA DE DEMANDA
O procedimento para a determinação dos valores de demanda estão descritos em função das várias situações possíveis de projetos, sendo analisados os casos em que existem ou não condições de se efetuar medições.
9.1. Projeto de Melhoramento Elétrico
Neste caso a determinação da demanda poderá ser obtida através de medição ou pelo processo estimativo.
9.1.1. Processo por Medição
No processo por medição deverá ser obtido o perfil da carga do alimentador diretamente das medições no tronco e ramais, observando-se sempre a coincidência com as demandas das ligações existentes em AT. Confrontando-se os resultados dessas medições com as respectivas cargas instaladas serão obtidos fatores de demanda típicos que poderão ser utilizados como recurso, na determinação de demandas por estimativa, em outras áreas.
a) Tronco de Alimentadores Rurais
A determinação de demanda máxima de alimentadores rurais, basicamente, é feita através de relatório de acompanhamento da subestação de distribuição. Na impossibilidade de obter demanda máxima através de relatórios de acompanhamento, deverá ser feita medição na saída do alimentador em estudo (1);
b) Ramais de Alimentadores Rurais
Para determinação da demanda máxima dos ramais de alimentadores rurais, deverão ser instalados amperímetros indicadores de corrente máxima no início do ramal (1);
c) Consumidores Estimativo
Deverá ser feita verificação da demanda máxima do consumidor através da leitura do medidor de kWh/Demanda. Deve ser considerada, ainda previsão de aumento de carga.
9.1.2 Processo Estimátivo
a) Tronco de Alimentadores Rurais;
A determinação da demanda máxima é sempre feita através de relatórios de medições da SE ou medição na saída do alimentador em estudo (1);
b) Ramais de Alimentadores Rurais
A estimativa da demanda máxima de ramais poderá ser feita através de demanda máxima do alimentador rural, obtida na subestação, em confronto com a capacidade das cargas dos transformadores instalados ao longo do mesmo. Deverá ser analisada sempre a simultaneidade de funcionamento das cargas dos consumidores ligados em AT;
c) Consumidores em AT;
A demanda máxima de consumidores a serem ligados em AT na área do melhoramento deverá ser estimada aplicando-se à carga levantada um fator de demanda típico dependendo da natureza da atividade.
NOTA: (1) Para os alimentadores e ramais, as medições devem ser efetuadas com a rede operando em sua configuração normal, em dia de carga típica, por um período mínimo de 24 horas.
9.2. Projeto de Novas Localidades
Nos projetos de atendimento a novas localidades a determinação da demanda máxima é obtida pelo processo estimativo, conforme segue:
a) A estimativa da demanda máxima será feita em função da demanda de transformadores de distribuição de áreas similares já atendidas, considerando-se a influência de demandas individuais de consumidores de AT. Deverá ser aplicado o fator de demanda conhecido de consumidores similares.
Em área rural a demanda máxima será obtida através do fator de carga e do kWh/consumidor, a ser determinado através do faturamento dos consumidores rurais característicos da região;
b) A demanda máxima inicial poderá ser obtida aplicando-se um fator de demanda a ser pesquisado a nível regional sobre o valor total dos kVA’s nominais dos transformadores previstos. Quando existir cargas especiais, determinar separadamente a demanda máxima, utilizando um fator de demanda adequado ao regime de funcionamento. A concessionária poderá indicar o valor do fator de demanda com base em seus históricos.
10. PROJETO CONVENCIONAL
A elaboração do projeto pode ser resumida nas etapas seguintes: 10.1. Estudo Preliminar
É o estudo feito em cartas geográficas ou plantas da região visando a identificação das condições do projeto.
10.2. Exploração do Traçado
O traçado da rede deverá ser escolhido, procurando atender a uma série de fatores que, aliados ao bom senso do explorador devem proporcionar a melhor solução.
Os fatores a considerar na escolha do traçado são:
a) Não existindo rodovias para serem tomadas como diretrizes do traçado, deve-se optar o mais possível pela linha reta;
princípio, o mais próximo e paralelo possível de uma das margens dessas rodovias; c) No caso das rodovias escolhidas como diretrizes terem as faixas bem definidas, o traçado
deverá, em princípio, desenvolver-se totalmente dentro das respectivas faixas. Neste caso deverão ser obedecidas as normas próprias de ocupação dos órgãos responsáveis pelas faixas (DNER, DER Estadual e Prefeituras Municipais);
d) No caso das estradas escolhidas como diretrizes terem faixas não definidas ou faixas muito estreitas, o traçado deverá observar um afastamento mínimo da margem das mesmas, para permitir a colocação de estais, sem o risco de obstrução, das respectivas pistas de rolamento. No caso do traçado fazer ângulo, observar o recomendado no item n;
e) Sempre que necessário, o traçado poderá afastar-se de diretrizes escolhida. No caso da diretriz ser uma rodovia, o traçado poderá dela afastar-se ou mesmo cruzá-la a fim de cortar as curvas ou desviar obstáculos;
f) No caso da diretriz ser uma rodovia, o afastamento nunca deverá ser muito superior a 300 m, para não dificultar o acesso ao traçado;
g) O traçado sempre que possível deve contornar os seguintes tipos de obstáculos naturais ou artificiais:
– mato denso;
– áreas reflorestadas ou recém reflorestadas; – cafezais de grande porte;
– pomares;
– lagoas, lagos, represas, açudes; – locais impróprios para fundação; – erosões;
– terrenos muito acidentados;
– terrenos com inclinação transversal superior a 50%; – picos com inclinação transversal superior a 50%; – picos elevados;
– locais com alto índice de poluição atmosférica; – locais onde normalmente são detonados explosivos; – loteamento e terrenos muito valorizados;
– benfeitorias em geral; – aeródromos;
– outros não mencionados, mas que a critério do topógrafo e/ou do projetista, houver conveniência em serem contornados.
h) Caso o traçado tenha que forçosamente atravessar loteamentos ou terrenos muito valorizados, ele deve aproveitar o mais possível os arruamentos procurando, desta forma, minimizar as desapropriações;
i) No caso específico das benfeitorias serem edificações só deverão ser feitas travessias sobre as mesmas quando existir justificativas técnico-econômica muito fortes. Normalmente o procedimento mais correto seria contornar ou desapropriar a benfeitoria para dar continuidade ao traçado;
j) Caso o traçado tenha que se aproximar muito de aeródromos, deverão ser observadas as normas de proteção ao vôo e o Anexo V ;
k) Os ângulos deverão ser o mínimo indispensável para a boa execução do traçado, já que implicam em estruturas especiais que oneram o custo do projeto;
l) Não serão aceitos ângulos com valores compreendidos entre 60º e 90º, e ângulos reversos;
m) Os ângulos deverão se situar sempre que possível afastados nas margens das estradas e serem previstos em pontos elevados do perfil;
n) Para cada trecho em alinhamento deverá ser fornecido um rumo ou azimute;
o) Deve-se cuidar também para que as travessias sobre a rodovia tomada como diretriz restrinjam-se ao mínimo possível, principalmente as travessias que implicarem em estruturas especiais, que oneram o custo de projeto;
p) Em todas as travessias necessárias ao desenvolvimento do traçado, sempre que possível deverão ser observados ângulos entre 45º a 90º.
Segue-se uma relação das principais travessias que podem ocorrer, bem como os ângulos mínimos permitidos entre o traçado e o eixo do elemento a ser atravessado:
ITEM TRAVESSIA DE ÂNGULO MÍNIMO
DE TRAVESSIA
01 Ferrovias 60º
02 Rodovias 60º
03 Outras vias de transporte 60º
04 Redes de distribuição 60º
05
Linhas e redes de telecomunicação, sinalização e controle
60º
06 Linhas de transmissão 60º
07 Tubulações metálicas 60º
08 Tubulações não metálicas 45º
09 Rios, canais, córregos, ravinas 45º
10 Cercas de arame 45º
lançado preferivelmente próximo de cortes e longe de aterros, pois caso contrário, as estruturas da travessia terão que ser demasiadamente altas, onerando o custo do projeto; r) No caso de travessias de linhas e redes em geral, o traçado deve ser lançado de modo a
permitir que a linha de tensão mais alta fique sempre em nível superior ao da de tensão mais baixa e que possam ser satisfeitas as distâncias mínimas de segurança (Anexo XI); s) No caso de travessias de rios, canais, córregos, ravinas, etc., deve-se, de preferência,
lançar o traçado por locais pouco afetados por inundações ou marés, para não onerar o custo do projeto;
t) O lançamento do traçado deve ser tal que, permita a existência de uma faixa livre com 10 m para cada lado, perfazendo 20 m de largura. Eventualmente, desde que exista alguma razão especial, a largura da faixa poderá ser alterada a critério do projetista e com prévia autorização da CERON;
u) No caso de ocupação de faixas de rodovias, o lançamento do traçado deverá atender rigorosamente as normas próprias dos órgãos responsáveis pelas mesmas. Na prática, a faixa ocupada, normalmente não garante os 10 m livres de cada lado do traçado, sendo necessário complementá-la à custo das propriedades à beira da estrada;
v) No caso de faixa de LT´s da própria CERON, em especial nas proximidades de SE’s congestionadas, deverão ser consultados os órgãos responsáveis pelas mesmas;
w) No caso de paralelismo com outras RD´s existentes, deverá ser previsto um afastamento mínimo de 20 m entre o traçado e o eixo de RD existente. Eventualmente, a critério do projetista e com prévia aprovação da CERON, este afastamento poderá ser reduzido; x) No caso de paralelismo com linhas de transmissão (LT´s) existentes deverá ser previsto
um afastamento mínimo de 10 m entre o traçado e o limite de faixa de segurança da LT existente, se houver necessidade de reduzir esta distância, deverão ser feitas consultas ao órgão responsável pela LT;
y) No caso de paralelismo com linhas de comunicação (LC´s) existentes não blindadas, deverá ser previsto um afastamento mínimo entre o traçado e o eixo da LC existente de:
- 50 m para LD em 13,8 kV - 75 m para LD em 34,5 kV
Eventualmente se for necessário reduzir esta distância, deverá ser consultado o órgão responsável pela LC. Por outro lado o paralelismo com LC´s deve ser evitado ao máximo.
10.3. Trabalhos Topográficos
10.3.1. Lançamento do Traçado
O lançamento do traçado no terreno é da competência exclusiva do topógrafo e deve atender as exigências do projetista e normas da CERON.
10.3.2. Planta do Traçado
Concomitantemente com a locação física, o topógrafo deverá ir lançando o traçado em planta. Essa planta deve ser posteriormente desenhada em escala conveniente (1:5.000 ou seus múltiplos), de modo a ser apresentada em um formato padronizado pela ABNT. Poderá ser utilizado meio magnético para elaboração do desenho (microcomputador). Devendo neste caso o projetista informar o programa utilizado e seus respectivos dados de entrada.
Nesta planta deverão ser indicadas a direção Norte Verdadeiro - NV, detalhes de saída e de chegada e os acidentes principais existentes nessa faixa, tais como: casas (como nome do proprietário), córregos, estradas de ferro e de rodagem, linhas de telefones, telegráficas e de energia elétrica existentes, cercas, etc.
10.3.3. Levantamento e Nivelamento 10.3.3.1. Considerações
O levantamento da faixa e o nivelamento do perfil correspondente ao traçado serão executados concomitantemente com o lançamento deste último no terreno.
A faixa a ser levantada deverá ter, salvo instrução em contrário, 20 m de largura, sendo 10 m para cada lado do traçado (Anexo IX).
10.3.3.2. Requisitos Mínimos
a) Colocação de piquetes (eventualmente marcos de concreto) em todos os pontos de estação, a intervalos máximos de 200 m, de preferência em saliências do terreno, e obrigatoriamente nas divisas de propriedades e nos pontos de mudança de tipo de vegetação ou cultura;
b) Os piquetes deverão ser fincados firmemente no terreno e ter seção de 4 cm x 4 cm e comprimento mínimo de 20 cm devendo ser confeccionadas com madeira de boa qualidade;
c) Nos pontos de partida e chegada, em todos os ângulos e a cada quilômetro em média de traçado, em vez de piquetes de madeira poderão ser fincados marcos de concreto com seção de 10 cm x 10 cm e comprimento de 40 cm, amarrados a detalhes bastante visíveis, irremovíveis e de grande duração, tais como árvores isoladas, grandes pedras, postes, quinas de casas, etc., a fim de facilitar a localização do traçado mesmo decorrido muito tempo após o levantamento;
d) Nos pontos de partida e de chegada do traçado, na parte superior dos marcos deverão ser feitas as seguintes anotações:
RD: (nome da RD) EST.PP = 0 até PC = (N)
PP = Ponto de partida PC = Ponto de chegada N é a última estaca.
As anotações deverão ser feitas sobre nata de cimento fresco com estilete ou algo equivalente;
e) A cada piquete ou marco corresponderá uma estaca testemunha com seção de 2,5 cm x 4 cm e comprimento mínimo de 50 cm que deverá ser fincada no máximo a 80 cm de distância dos mesmos.
A testemunha será de madeira de boa qualidade e pintada com tinta a óleo de primeira qualidade, nas cores amarela ou laranja e numerada com tinta preta indelével numa das faces mais largas, próximo a extremidade não enterrada.
A testemunha deverá ser fincada no máximo 30 cm no solo e de modo que a numeração fique voltada para o piquete ou marco correspondente;
f) A numeração crescerá no sentido do caminhamento, ou seja, do ponto de partida para o ponto de chegada;
g) As estações consecutivas serão amarradas entre si, tanto nas distâncias como nas cotas, por visadas direta ou inversa;
h) As visadas intermediárias deverão estar afastadas em média de 50 m, segundo a natureza do terreno, sendo mais próximas umas das outras nas cumeadas de morros e dispensáveis nos fundos das grotas e gargantas;
i) Toda vez que a inclinação do terreno transversalmente ao traçado ultrapassar 20% (vinte por cento) deverão também ser levantados os perfis laterais situados 5 m à esquerda e à direita do traçado (Anexo IX).
10.3.3.3. Levantamentos de Travessias a) Travessias de Estradas
Deverão constar todos os detalhes planialtimétricos, dados para identificação da estrada, inclusive rumos e nomes das localidades mais próximas por ela servidas, posição quilométrica a mais exata possível do ponto de cruzamento, cotas do eixo da estrada e das cercas ou pés de aterro, ângulos do cruzamento e posições relativas das cercas e postes das linhas telefônicas existentes e indicação do Norte Verdadeiro-NV;
Deverão constar situação de paralelismo ou pontos de cruzamento, posição e cotas relativas dos postes ou estruturas próximas inclusive croqui com as dimensões principais, sua altura e altura dos cabos e fios mais altos e mais baixos no ponto de cruzamento, tensão de operação e as localidades mais próximas por ela servidas e a quem pertence (nome do concessionário ou proprietário no caso de ramal particular) e a indicação do norte verdadeiro.
10.3.3.4. Levantamentos Complementares
Os levantamentos complementares de acidentes na faixa ou nas suas imediações, que possam interessar ao projeto da LDR/RDR deverão ser executados com precisão de detalhamento compatíveis com cada caso. A seguir enumeremos os casos mais comuns com respectivos requisitos mínimos:
a) Acidentes Isolados Importantes
Entram nesta categoria edificações, blocos de pedra, etc. Deverão constar posição relativa, contorno aproximado, cota do topo e indicações de sua natureza;
b) Curso d’água
Entram nesta categoria, rios, córregos, ribeirões, etc. Deverão constar, direção da correnteza, sua denominação, nível d’água por ocasião do levantamento, bem como estimativa do máximo provável;
c) Terrenos Impróprios para Fundação
Entram nesta categoria, brejo, pântanos, erosões, terrenos poucos consistentes, rochas, etc.
Deverão constar, posição relativa, delimitação e indicação de sua natureza;
d) Tipo de Vegetação e Cultura
Entram nesta categoria, mato, caatinga, capoeira, pasto, pinheiral, cafezal, milharal, etc.
e) Tipo de Divisas de Propriedades
Entram nesta categoria, muros, cercas e valas divisórias, etc. Deverão constar tipo de divisa e sua posição dentro da faixa;
f) Nomes de Proprietários
Entre duas divisas consecutivas quaisquer deverá constar sempre o nome do proprietário do trecho de faixa a ser levantada;
g) Outros Acidentes
Qualquer outro acidente de importância que interferir no desenvolvimento do traçado, deverá ser levantado. De modo geral, deverão constar, posição e cotas relativas, altura, delimitação e indicação de sua natureza, conforme a importância que possa ter para o desenvolvimento do traçado;
h) Levantamento Especial
Toda vez que houver necessidade de reproduzir um determinado acidente com maior fidelidade, deve-se lançar mão de levantamento com maior precisão, na escala 1:100 e desenhá-lo em planta à parte. 10.3.3.5. Caderneta de Campo
Os tipos de cadernetas deverão ser previamente aprovados pela CERON. Deverão constar os seguintes elementos:
– Croquis e cálculos dos comprimentos das tangentes;
– As observações ao sol, cálculo de Norte Verdadeiro-NV e os rumos verdadeiros das tangentes;
– Todos os ângulos ou deflexões da LDR/RDR, medidos ou calculados;
– O levantamento planialtimétrico do traçado e também o dos detalhes quando necessário;
– Todos os demais elementos colhidos no terreno, para o estabelecimento do traçado;
– O nome do topógrafo, número de registro no CREA, as datas dos trabalhos e o tipo do aparelho utilizado.
10.3.3.6. Desenho da Planta e do Perfil
Uma vez concluído em campo o levantamento da faixa e o nivelamento do perfil do traçado, o topógrafo deverá, no escritório, utilizando os dados da caderneta de campo, desenhar a planta e o perfil do levantamento executado, procurando seguir as exigências mínimas seguintes:
a) Tipo de Papel
O perfil e a planta do levantamento executado deverão ser desenhados em traço cheio, em papel vegetal de boa qualidade, de preferência milimetrado na parte referente ao perfil e liso na parte referente á planta. Poderá ser executado em meio magnético;
b) Dimensões do Papel
Deverá ser utilizado os formatos padronizados pela ABNT, conforme exemplo do Anexo X;
c) Escalas Adotadas
As escalas adotadas serão sempre: Horizontal = 1:5000
Vertical = 1:500
No caso do perfil ser muito inclinado, serão permitidas mudanças de referência de cota para que ele possa ficar todo contido no papel. Não serão, portanto, aceitas modificações nas dimensões do papel que deverão estar de acordo com o item anterior.
No caso de travessias e/ou detalhes poderá ser utilizada escala mais conveniente ou, a indicada pelo órgão responsável pelo elemento a ser atravessado;
d) Perfis Laterais
Nos trechos onde houver levantamento de perfis laterais, eles deverão ser indicados em planta junto com perfil principal, porém, em tracejado; Deverá também constar se o perfil é esquerdo ou direito, contado no sentido do caminhamento;
e) Detalhes do Perfil
Deverá constar do desenho do perfil o número de piquetes de estação, as cotas, pontos quilométricos e a divisão dos quilômetros de 100 em 100 metros;
Será indicado também o comprimento dos alinhamentos, o valor das deflexões e o azimute ou rumo de cada um dos alinhamentos;
f) Detalhes da Planta
Deverá constar no desenho da planta todos os acidentes levantados na faixa, não excluindo este fato as plantas, em papel branco, relativas aos levantamentos especiais;
g) Articulação das Folhas
Cada folha exceto a primeira e a última, deverá conter no início 200 m do perfil anterior e no fim 200 m do perfil seguinte, em linha tracejada, para permitir a articulação das folhas;
No caso de cortes do perfil, deverão ser desenhados, 100 m de perfil em linha tracejada para cada referência de cota.
10.3.3.7. Entrega dos trabalhos topográficos
Os trabalhos topográficos a serem entregues para o projetista são:
a) Planta definitiva do traçado, inclusive detalhes planialtimétricos da interconexão às SE´s e/ou RDU´s e das construções ou benfeitorias existentes na faixa, original em papel ou por meios magnéticos;
b) Caderneta ou cadernetas de campo;
c) Desenho da planta e do perfil do levantamento da faixa, original em papel ou meio magnético, inclusive detalhes planialtimétricos das travessias mais importantes e dos acidentes especiais;
d) Eventuais levantamento especiais na escala 1:100, em papel branco de boa qualidade.
11. CONFIABILIDADE
Visando proporcionar uma confiabilidade dentro dos parâmetros adequados foram estabelecidos critérios básicos a serem observados:
– Configuração básica; – Interligação;
– Seccionamento. 11.1. Configuração
As redes de distribuição rurais terão de forma geral uma configuração radial e serão constituídas de troncos trifásicos e ramais trifásicos e bifásicos para alimentar pequenas localidades e propriedades rurais.
Os principais critérios são:
11.1.1. As redes troncos serão direcionadas para as concentrações de cargas cujos traçados deverão observar as recomendações do item 10.2, porém evitando-se que passe por dentro de uma localidade.
11.1.2. Os ramais que alimentam as propriedades rurais também devem observar, em seu traçado, o item 10.2.
11.1.3. Em áreas suburbanas onde se prevêem redes primárias, o projeto dos ramais derivados das linhas troncos, desde que as condições do traçado permitam, devem observar o seguinte:
a) Sempre que possível os ramais devem ser paralelos uns aos outros orientados no sentido de maior expansão da localidade;
b) Os ramais paralelos poderão ser distanciados entre si como um primeiro passo, de 4 km ou mais, dependendo da distribuição de carga;
c) Quando a carga atingir um valor que não possa mais ser alimentada por redes primárias paralelas existentes, outro ramal paralelo deve ser intercalado, reduzindo, assim, o espaçamento entre os ramais primários existentes;
d) Evitar extensões perpendiculares à direção escolhida para os ramais, a não ser em casos excepcionais, tais como o caso de grande concentração de carga. 11.1.4. No caso de reforma, em localidade com as características rurais, os critérios do
item 11.1.3 são de difícil aplicação. Deverão assim serem tomados como básicos, sofrendo adaptações conforme as condições locais, carga, posteação existente, configuração do traçado, etc.
11.2. Seccionamento
São os seguintes os tipos de chaves a serem utilizadas nas redes aéreas de distribuição rural para seccionamento: chaves faca unipolares com dispositivos para abertura sob carga, chaves faca unipolares sem dispositivo para abertura sob carga, chaves tripolares para abertura em cargas, (a óleo, a ar etc.) chaves tripolares para abertura sem carga.
Deve-se proceder um apurado estudo do posicionamento e dos tipos de chaves a serem utilizados nas RDR´s, de modo a permitir maior eficiência na continuidade e segurança no suprimento de energia. Podendo ser utilizada chaves fusíveis ao longo da rede, desde que seja observado a coordenação.
A localização dessas chaves deve permitir a minimização do tempo e das áreas afetadas pela interrupção durante os serviços de manutenção ou situações de emergência, bem como, nos casos de transferências de cargas de uma rede a outra mediante interligações.
A escolha de chaves de abertura sob carga ou não, dependerá: dos tipos de carga, de responsabilidade de fornecimento, de critérios de segurança, confiabilidade de operação e de custos anuais de cada tipo de chave envolvido. Deve-se observa ainda que, em grande parte, o seccionamento já deverá ser feito pelos dispositivos de proteção instalados nos sistemas. 11.3. Critérios para Seleção de Chaves
As chaves a serem instaladas nas redes devem atender as seguintes condições em função do seu ponto de instalação:
a) A tensão nominal das chaves deve ser adequada à classe de tensão do sistema a ser utilizado;
b) O NBI das chaves deve ser compatível com o NBI do sistema;
c) A corrente nominal deve ser igual ou maior que a máxima corrente de carga no ponto de instalação, incluindo manobras usuais;
d) A capacidade de interrupção da chave para abertura em carga, deve ser igual ou superior a maior corrente assimétrica de curto circuito no ponto de instalação das chaves.
11.3.1. Critérios de Instalação de Chaves a Óleo
11.3.1.1. Ao longo dos alimentadores rurais poderão ser instalados chaves a óleo na entrada de localidades principais, observadas as recomendações do item 11.1.1.
11.3.1.2. Nos ramais suburbanos e rurais nos quais estejam ligados grandes consumidores.
11.3.1.3. Nas interligações de alimentadores rurais na condição normalmente aberta nos pontos de separação dos seu circuitos.
11.3.2. Critério de instalação da chaves faca unipolares ou tripolares para operação sob carga.
Deverão ser projetados em pontos de fácil acesso para maior facilidade de operação. 11.3.2.1. Instalar as chaves faca para operação sob carga nos pontos previstos no item
11.3.1 e principalmente quando a instalação da chave a óleo tornar – se antieconômica ou em pontos onde não for possível a utilização de dispositivos de proteção por problemas de nível de curto circuito ou aspectos relativo a coordenação.
11.3.2.2. Deverão ser projetadas chaves de no mínimo 3 em km e no máximo 5 em 5 km, aproximadamente, a fim de facilitar a manobra da LDR/RDR.
11.3.2.3. Em pontos de entrada de consumidores onde justificar técnica e economicamente a abertura com carga.
11.3.3. Critérios de instalação de chaves faca para operação sem carga Essas chaves deverão ser instaladas da seguinte forma:
11.3.3.1. Nos pontos onde há instalação de chaves a óleo antes da mesma pelo lado da fonte, ou de ambos os lados no caso de dupla fonte (interligação), atuando como equipamento visualizador de abertura.
11.3.3.2. Em trechos imediatamente subsequentes dos pontos de instalação das chaves a óleo e nas bifurcações das redes ou derivações dos ramais principais. 11.3.3.3. No tronco de alimentador, alternadamente com chave faca para abertura de
sobre carga.
11.3.3.4. Nas proximidades das subestações em localidades com dois ou mais alimentadores que possibilitam manobras entre si onde haja necessidade de desenergização total de um de seus barramentos de distribuição para fins de manutenção.
11.3.3.5. Em pontos de entrada de consumidores onde não justificar técnica e economicamente a abertura com carga.
11.4. Interligação
Embora a configuração básica seja radial em localidades onde se dispõe de mais de uma rede saindo de uma mesma subestação ou subestações diferentes, deve-se prever, na medida do possível, interligações com chaves seccionadoras a fim de possibilitar a transferência de carga de uma para outra em caso de emergência ou manutenção.
Deste modo, ao projetar a interligação, observar se existe capacidade de reserva, para absorção da carga na eventualidade de defeito. Além disso adotar condutores de bitolas compatíveis, até o ponto de interligação, de tal forma a atender a demanda total das redes, com queda de tensão aceitável.
12. TENSÕES E SISTEMAS DE FORNECIMENTO
Os níveis de tensão, deverão estar de acordo com o estabelecido pela Portaria nº 047/DNAEE/78 e 04/DNAEE/89. Na elaboração de projetos que envolvem grandes áreas, para definição de tensão de alimentação, faz-se necessário um estudo minucioso na região, observando o planejamento global do sistema de distribuição. As tensões primárias previstas são:
1 – Tensões entre fases – 13.800 V e 34.500 V
Para tensões secundárias adotar a IT-003.01 – Critérios de Projetos de Redes Aéreas de Distribuição Urbana – Procedimento.
Os fatores que contribuem para a escolha de tensão de fornecimento são basicamente: cargas a serem atendidas, distância, custos, região, etc. Torna-se assim difícil a padronização de um critério básico único para sua escolha, uma vez que depende também de estudos elaborados pelas áreas responsáveis pelo planejamento do sistema global de distribuição.
Para atendimento às pequenas localidades e propriedades rurais, devido ao baixo fator de carga, adota-se na prática a eletrificação através das linhas existentes nas proximidades, tanto em 13.8 kV ou 34.5 kV, considerando-se a disponibilidade de energia e o aspecto técnico-econômico da região. A rede tronco deverá sempre ser trifásica, podendo dela derivar ramais trifásicos, bifásicos ou monofásicos, dependendo das cargas a serem atendidas.
Os ramais bifásicos deverão ser distribuídos de forma a manter o melhor equilíbrio possível entre fases.
13. DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO 13.1. Níveis de Tensão
A tensão primária de fornecimento será conforme a Portaria nº 047/DNAEE/78 e 04/DNAEE/89.
13.2. Limites de Queda de Tensão
13.2.1. Cálculo da queda de tensão primária
A queda de tensão não poderá ser superior a 7,5 % da tensão nominal da rede e seu valor será calculado com auxílio do formulário “Cálculo de Queda de Tensão Primária” no Anexo I .
Neste formulário deverão ser inseridos os valores dos comprimentos dos trechos em quilômetros (Km), cargas distribuídas e acumuladas em MVA, em cada trecho, bem como bitola e queda de tensão unitária.
Para ramais de comprimento inferior a 2,5 km será dispensada a apresentação desde cálculo. Para cálculo da queda de tensão primária utilizar os coeficientes unitários da tabela a seguir. OBSERVAÇÃO: O cálculo da queda de tensão primária deverá ser feito, considerando todo o sistema, onde será ligado a linha ou ramal monofásico. Para isto a CERON (UN’s) deverá fornecer o nível de tensão real no barramento das subestações e no último ponto da rede trifásica na área urbana.
Coeficientes de queda de tensão em % para 1 MVA x Km CONDUTORES
21 CAA 33 CAA 67 CAA 107 CAA 336 MCM
Tensão
(KV) FP = 1 FP = 0,85 FP = 1 FP = 0,85 FP = 1 FP = 0,85 FP = 1 FP = 0,85 FP = 1 FP = 0,85 13,8 / √3 0,8387 0,8521 0,515 0,6098 0,2921 0,3851 0,1932 0,2907 0,0999 0,1891 34,5 / √3 0,1342 0,1363 0,0882 0,0976 0,0467 0,0616 0,0309 0,0465 0,0160 0,0303 Para instalações exclusivamente residenciais considerar o fator de potência unitário (FP=1).
Para atendimento de carga resistivas, tais como: fornos de resistência, aquecedores elétricos, ... , considere FP=1.
Em instalações onde haja predominância de cargas indutivas, tais como: motores de indução, máquinas de solda, ... , considerar FP=0,85.
Para cálculo de cargas distribuídas e acumuladas no trecho considerar a potência nominal dos transformadores em MVA.
Exemplos de cálculo de queda de tensão primária são mostrados no Anexo I. 13.2.2. Cálculo da queda de tensão secundária
Nos casos de subestações que atendam vários consumidores através de redes secundárias, estas deverão ter uma queda de tensão máxima de 2,0% calculada através do formulário “Cálculo de Queda de Tensão Secundária”(Anexo I).
Neste formulário deverão ser inseridos os valores dos comprimentos dos trechos em (Hm), das cargas distribuídas e acumuladas ( em KVA ) em cada trecho, das bitolas dos cabos e seus respectivos coeficientes de queda de tensão secundária da tabela abaixo.
Coeficientes de queda de tensão secundária em % para K VA x Hm. FP = 0,8 V = 220V
Bitola do cabo ( mm² ) 21 33 67 107 Coeficiente Q.T. 0,312 0,211 0,126 0,090
Observação : Para obter a distância, em Hm, divida a distância em metros por 100. Entende-se como queda de tensão máxima na rede de distribuição primária a queda compreendida entre o barramento da SE e o ponto de entrega ou o mais desfavorável, que apresentar menor nível de tensão.
A queda de tensão máxima será determinada em função do perfil de tensão obtido através de simulações de cálculo ou medições registradas.
Os fatores que influenciam na determinação do perfil são – Comprimento da LDR/RDR;
– Condutor;
– Regime de variação de tensão na barra da subestação;
– Queda de tensão na rede primária no transformador de distribuição e na derivação do consumidor, até o ponto de entrega;
– Cargas a serem supridas.
Para a definição de estudos de melhoria de rede de distribuição o perfil da tensão e os limites de queda deverão obedecer aos limites adequados.
13.3. Dimensionamento de Condutores 13.3.1. Gerais
As características dos condutores a serem utilizados nos projetos de rede de distribuição rural encontram-se na NT-001 – Materiais de Redes e Linhas Aéreas de Distribuição.
O dimensionamento deve ser efetuado observando-se: – Queda de tensão máxima permitida;
– Corrente admissível pelo condutor;
– Custo global mínimo que incluem a análise dos custos de instalação e perdas. Para os circuitos secundários, adotar a IT-003.01 – Critérios de Projetos de Redes e Linhas Aéreas Urbanas.
Na configuração radial, o carregamento deverá ser compatível com o limite térmico do condutor. Quando houver previsão de interligação com outras LDR/RDR´s deverão ser consideradas as cargas sujeitas a transferência.
13.3.3. Horizonte de Projeto
O horizonte de projeto deverá ser de 10 anos. 13.4. Escolha do Plano de Controle de Tensão ao Longo do Tempo
Juntamente com o dimensionamento do condutor descrito no item anterior, deverão ser analisadas técnica e economicamente as seguintes alternativas, dentro do horizonte de projeto:
a) Troca de tap’s nos transformadores; b) Troca de condutor instalado no ano inicial; c) Instalação de auto-booster;
d) Instalação de reguladores de tensão; e) Instalação de bancos de capacitores; f) Remanejamento de carga;
g) Troca de classe de tensão (desde que analisado todos os custos envolvidos com os consumidores).
Sob o aspecto técnico, o plano deverá atender: – Queda de tensão máxima permitida; – Máximo carregamento permitido. As considerações econômicas são:
– Custo do investimento para construção da linha, sendo caracterizado pela bitola do condutor, instalação de equipamentos de regulação de tensão e/ou compensação de reativos (não necessariamente realizados no ano inicial);
– Custo das perdas de energia associado a cada alternativa. 13.5. Correção de Níveis de Tensão
Para qualquer instalação, o condutor de uma rede de distribuição deverá efetuar o transporte de energia, de modo satisfatório e seguro, até o local de utilização mais afastado da fonte sem que haja necessidade de investimentos iniciais em reguladores de tensões e capacitores.
Quando os níveis de tensão predeterminados do perfil de tensão adotados não puderem ser mantidos, as alternativas a seguir deverão ser analisadas sob o ponto de vista técnico e econômico em função, da situação específica do projeto.
13.5.1. Regulação de Tensão
Recurso com o qual podemos manter o nível de tensão dos limites predeterminados. Poderão ser aplicados nas subestações ou nas linhas.
13.5.1.1. Instalação de Reguladores de Tensão a) Escolha de Regulador;
O regulador de tensão permite a correção dentro de uma faixa de regulação escolhida.
Esta faixa deverá ser suficiente para corrigir as variações de tensão no ponto de instalação e ainda compensar da rede além deste ponto. A faixa comumente usada é a de + 10%. A elevação ou redução de tensão é feita através de 32 degraus “Tap’s” de 5/8% cada um.
A potência dos reguladores deve ser compatível com a demanda máxima do circuito no ponto de instalação;
b) Locação;
Deverá ser determinada através do perfil de tensão da rede no ponto onde a tensão em carga máxima não atinge o limite inferior de faixa de variação da tensão (Anexo II). Para o caso de rede muito longa, às vezes torna-se necessária a instalação de até três bancos de reguladores, sendo esse o limite máximo recomendável.
c) Ligação;
Os critérios para ligações dos reguladores são os seguintes:
Se o sistema for a quatro fios serão usados 3 reguladores monofásicos de tensão nominal igual à tensão fase neutro do sistema, ligados em estrela.
Em ramais monofásicos também poderão ser instalados reguladores monofásicos deste tipo.
No sistema a três fios usam-se reguladores monofásicos de tensão igual à tensão entre fases do sistema.
Poderão ser empregados dois reguladores ligados em delta aberto ou três ligados em delta, sendo que neste último caso, a regulação para reguladores monofásicos de + 10% possibilitará regular na faixa de + 10%. Neste sistema não se recomenda a instalação de três reguladores
terra para evitar deslocamentos de neutro que interferirão no funcionamento dos comandos do regulador. Também são usados reguladores trifásicos ligados em estrela. Neste caso o neutro é ligado à entrada de um pára-raios que por sua vez é aterrado.
13.5.1.2. Instalação de Bancos de Capacitores em Derivação
Os bancos de capacitores, quando instalados na rede de distribuição, causam uma elevação de tensão ao longo da mesma. Os critério para dimensionamento e aplicação de bancos de capacitores deverão seguir os dispostos na IT-004.03 – Aplicação de Capacitores de Potência.
14. PROTEÇÃO
14.1. Proteção Contra Sobrecorrente
14.1.1. Critérios de Escolha dos Equipamentos de Proteção.
Os equipamentos de proteção de rede devem atender as principais condições em função do ponto de instalação:
a) A tensão nominal deve ser da mesma classe;
b) O nível de isolamento nominal do equipamento deve ser compatível com o nível de isolamento nominal do sistema;
c) A capacidade de interrupção dos equipamentos, associada ao valor de X/R do circuito no ponto de instalação, deve ser no mínimo igual a máxima corrente assimétrica do defeito.
14.1.2. Religador Automático
14.1.2.1. Critérios de Instalação
Os religadores automáticos são instalados de acordo com os seguintes critérios:
a) Em todas as saídas de alimentadores das subestações quando justificar técnica e economicamente sua aplicação;
b) Em pontos de circuitos longos, onde o curto-circuito mínimo não é suficiente para sensibilizar o dispositivo de retaguarda;
c) Após as cargas cuja continuidade de serviço seja importante;
d) Em caso de bifurcação numa rede tronco pode-se instalar religador automático no tronco ou em ambos ramais, dependendo da situação da rede.
Para maiores detalhes consultar a IT-004.01 – Aplicação de Religadores Automáticos.
14.1.4. Chaves Fusíveis e Elos Fusíveis
14.1.4.1. Critérios de Instalação das Chaves
a) Instalar chaves fusíveis com porta fusível de 100 A nas seguintes bases:
a.1 – Base C – junto aos transformadores de distribuição e fusíveis conforme as tabelas A e B (desde que atenda ao item 11.3);
a.2 – Base B – em ramais ou redes rurais de carga leve e fusíveis conforme os critérios de proteção e coordenação.
b) Instalar chaves fusíveis de 100 A, base B nos seguintes casos:
Ao longo de uma rede tronco quando seu comprimento for muito longo e a proteção do cubículo da S/E for insuficiente para protegê-lo em razão dos baixos níveis de curtos-circuitos, verificando os critérios de coordenação;
Na proteção dos bancos de capacitores;
Nas derivações que atendem consumidores em tensão primária de distribuição;
Em ramais ou rede tronco onde se justifica economicamente a instalação do seccionalizador ou religador automático.
14.1.4.1.1. Dimensionamento
O dimensionamento deverá ser feito conforme o item 11.3. 14.1.4.3. Elos Fusíveis
a) Todos os transformadores serão protegidos com elos fusíveis de acordo com as tabelas A e B, abaixo;
b) Os elos fusíveis de consumidores em tensão primária, devem ser dimensionados de acordo com a corrente máxima no ponto, sem prejuízo da coordenação;
c) A escolha dos elos fusíveis da rede deve ser feita de modo a garantir a coordenação ou seletividade entre os diversos dispositivos instalados nos trechos de linha, garantindo também segurança e proteção a condutores e equipamentos.
TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS Potência (kVA) Elos Fusíveis 10,0 1 H 15,0 1 H 30,0 2 H 45,0 3 H 75,0 5 H 112,5 6 k 150,0 8 k 225,0 10 k 300,0 15 k
Elos Fusíveis dos Trafos de 34,5 kV – Tabela B TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS
Potência (kVA) Elos Fusíveis 15,0 1 H 30,0 1 H 45,0 1 H 75,0 2 H 112,5 6 K 150,0 8 K 225,0 10 K
14.1.5. Coordenação de Equipamentos de proteção contra Sobrecorrente
A coordenação dos equipamentos de proteção contra sobrecorrente, deverá seguir orientação técnica da CERON.
14.2. Proteção Contra Sobretensão
A proteção contra sobretensão da rede será mediante o emprego de pára-raios instalados nos pontos de instalação de equipamentos e no mínimo um jogo a cada 5 Km de LDR/RDR, aproximadamente, logo após a chave faca.
14.2.1. Critérios para Seleção de Pára-raios
a) Os pára-raios a serem utilizados deverão ser do tipo válvula equipados com desligador automático;
b) A tensão nominal do pára-raios é de 15 kV e 30 kV;
d) O nível de proteção para impulso dos pára-raios, devem coordenar com os níveis básicos de isolamento para impulso dos equipamentos por ele protegidos, observando a faixa de segurança de 20% para o limite de coordenação.
14.2.2. Critérios de Localização do Pára-raios
Deverão ser projetados pára-raios nos seguintes pontos:
a) Em todas estruturas que contenham religadores, seccionalizadores, transformadores, reguladores de tensão, capacitores e chaves a óleo tripolares; b) Nas estruturas que contêm religadores, seccionalizadores e chaves a óleo
poderão ser instalados pára-raios de ambos os lados (fonte-carga); c) Instalar pára-raios em todo fim de linha;
d) Se após um fim de linha trifásico seguir uma fase, deve-se prever pára-raios nos fins de linhas bifásicas e monofásicas, em todas as fases.
14.3. Aterramento
Os aterramentos deverão ser projetados e construídos de modo apresentar em qualquer época do ano a resistência máxima de 10 Ω.
Serão aterrados de forma interligada, a saída dos pára-raios, a carcaça de transformadores, de religadores, de reguladores de tensão, de capacitores e de chaves tripolares para operação em carga através de cordoalha de aço cobreado ou cabo de cobre nu e malha de aterramento constituída de cabos e hastes.
As hastes de aterramento serão, cilíndricas, de aço cobreado, diâmetro de 16 mm e comprimento de 2,4 metros. A cordoalha de aterramento será de aço cobreado, seção 58,56 mm2 ou cabo de cobre nu seção 25 mm2, conforme NT-001 da CERON.
As conexões na base do poste cabo-cabo deverão ser feitas com conector tipo parafuso fendido ou grampo “U”, para aterramento.
As conexões cabo-haste, deverão ser feitas com soldas exotermicas.
Nas opções de aterramento profundo deverão ser utilizadas hastes rosqueadas e luvas de emendas, conforme norma padrão CERON.
O número de hastes deverá ser em quantidade suficiente para proporcionar à malha de terra o valor máximo, de resistência de aterramento.
O projetista do aterramento, independente do método de cálculo adotado deverá apresentar o modelo da malha, anexado ao projeto.
OBSERVAÇÃO.: Nos casos dos aterramentos dos pára-raios, instalados ao longo das LDR′s e RR′s, o valor máximo de resistência de aterramento será de 10Ω.
14.3.1. - Seccionamento e aterramento de cercas
Todas as cercas, concorrentes ou paralelas, com distância menor ou igual a 30 metros da rede devem ser seccionadas e aterradas a cada 250m. Os seccionamentos devem ser feitos através de seccionadores pré-formados ou com moirões, conforme IT-005.03.
Os aterramentos devem ser feitos através de hastes copperweld 16 mm x 1,50 m ou cantoneiras de ferro galvanizado com comprimento de 1,80 metros, largura de 3/4” e espessura de 3/16”, conforme NT-001 da CERON.
Para cercas transversais à rede, deve-se: Seccionar a cerca em dois pontos eqüidistantes à mesma, numa distância mínima de 30 metros para cada lado em relação ao eixo da mesma.
Para cercas próximas às subestações deve-se ter a cada 20 metros um seccionamento e aterramento da mesma.
15. DIMENSIONAMENTO MECÂNICO
Uma vez definido pelo anteprojeto, o melhor desenvolvimento do traçado da LDR/RDR, ramais, o ponto de tomada e, realizado o levantamento topográfico, serão locadas nos desenhos da planta e do perfil as estruturas necessárias ao suporte da rede e com o auxílio de gabarito, lançados os cabos.
A fim de que durante a construção não surjam motivos que obriguem a modificação nas posições das estruturas, o que refletiria no custo final da obra, essa locação deverá ser feita atendendo aos possíveis fatores restritivos, que estarão presentes, na locação dos postes no terreno. Alguns desses fatores já identificados no anteprojeto e exploração preliminar, são por exemplo: a locação de estações transformadoras atendendo ao centro de carga, ponto de derivação de ramais, locais de difícil acesso, cruzamento de rodovias, ferrovias ou linhas, etc.
A estrutura, é assim considerada, para efeito deste trabalho, como o conjunto dos seguintes elementos básicos, ou suas combinações: postes, cruzetas, isoladores, ferragens, equipamentos e acessórios.
A composição dos elementos numa estrutura é feita, de modo a atender às configurações mais freqüentes de montagem dos circuitos e/ou dos equipamentos, ou seja:
a) Circuito primário, simples ou duplo, de três condutores;
b) Estruturas suportes de transformador, regulador de tensão, religador, e seccionalizador automático, chaves fusíveis, chaves seccionadoras (secas e a óleo) pára-raios, etc.
A configuração e o dimensionamento das estruturas dependem basicamente dos fatores seguintes: – Espaçamentos mínimos entre as partes energizadas entre si e desta com as partes não
energizadas ou aterradas;
– Afastamentos mínimos entre circuitos; – Instalação de equipamentos;
– Existências de circuitos físicos de comunicação, ou sua previsão. 15.1. Esforços Mecânicos
15.1.1. Nos Condutores
Os condutores a serem utilizados no primário da rede de distribuição rural serão cabos de alumínio nu com alma de aço, tipo CAA, nas bitolas:
21 – 33 – 67 – 107 mm2 e 336 MCM conforme a NT-001 – Materiais de Rede de Distribuição-Padronização.
A tabela das trações de montagem e das flechas, nos condutores foi efetuado pelo processo analítico através da equação de mudança de estado, baseado nos fatores seguintes:
– no critério de flecha constante; – na escolha de um cabo básico;
– Na tração máxima do cabo, verificada a temperatura de 15º C, com vento máximo ou á temperatura mínima sem vento;
– no coeficiente de dilatação linear do cabo; – no peso, dimensões e formatação do cabo;
– nas faixas de variação de temperatura de –10º C e 0º C a + 50º C de acordo com a categoria da rede com incrementos de 5 em 5º C;
– vãos de 20 a 800 m, com intervalos de 20 m. 15.1.2. Nas estruturas
As solicitações a que estarão submetidas as estruturas de suporte da rede, são devidas aos esforços de tração dos condutores, à ação do vento, do próprio peso e eventualmente de equipamentos.
O dimensionamento mecânico das estruturas será baseada nos valores máximos de tração de projeto respeitando-se os coeficientes de segurança admissíveis para os componentes da estrutura da linha (Anexo XIII - Tabela de Trações de Montagem). O valor máximo de tração de projeto será o maior dos valores verificados em uma das situações a seguir:
40% da Tração de Ruptura do cabo à temperatura de ≤ 15º C com vento máximo; 26%, 28% ou 32% da Tração de Ruptura do cabo à temperatura mínima e sem vento, dependendo da categoria da rede rural (leve, média e pesada).
15.1.2.1. Ação do Vento sobre as Estruturas
São consideradas as seguintes velocidades de vento máximo para linhas: Leves : 80 km/h a temperatura de ≤ 15º C;
Médias: 100 km/h a temperatura de ≤ 15º C; Pesadas: 130 km/h a temperatura de ≤ 15º C.
A pressão do vento atuando sobre superfície dos condutores e estruturas será determinada pelas seguintes equações:
a – para superfícies planas P = 0,00754 V2. b – para superfície cilíndricas
P = 0,00471 V2 Sendo:
P = pressão do vento em daN/m2; V = Velocidade do vento em km/h.
Nos condutores, nas condições acima, a pressão máxima de vento será: Em linhas leves 30,14 daN/m2;
Em linhas médias 47,10 daN/m2; Em linhas pesadas 79,60 daN/m2;
Obs.: Nos casos gerais devem ser consideradas linhas médias, em casos especiais pode ser utilizado linhas leves ou pesadas, desde que, o projetista apresente a memória de cálculo.
15.1.2.2. Temperaturas
Serão consideradas as seguintes: Linhas leves 0º C a 50º C; Linhas médias -5º C a 50º C Linhas pesadas -10º C a 50º C.
Os esforços mecânicos a que estarão submetidos os postes, são devidos ao tracionamento dos condutores, à ação dos ventos, ao peso próprio e dos equipamentos nele instalados.
Na determinação desses esforços mecânicos estarão presentes as considerações seguintes:
15.1.3.1. Resultantes dos Esforços
A resultante dos esforços calculada será transferida a 20 cm do topo do poste e comparada com sua resistência nominal, devendo ser no máximo igual a esta.
Todos os esforços excedentes a este valor deverão ser absorvidos através de conveniente estaiamento.
15.1.3.2. O Anexo XIII apresenta em forma de tabelas, para todos os condutores, as trações de montagem em função dos vãos e da temperatura.
15.1.3.3. As tabelas de flechas e trações são calculadas para vãos nivelados e ancorados em ambas extremidades.
No caso de trechos nivelados, ancorados nos extremos e apoiados em diversos pontos intermediários, para aplicar os resultados tabulados deve-se calcular o vão regulador ou equivalente do trecho, cujo valor é dado por: areg.√a31 + a32 + a33 + ... + a3n-1
a1 + a2 + a3 + ... + a n-1
onde:
areg = comprimento em metros do vão regulador;
a1 + a2 + a3 + ... + a n-1, são os (n-1) comprimentos individuais dos vãos de apoio ou suspensão do referido trecho, nivelado e ancorado nos extremos, em metros.
15.2. Determinação das Estruturas 15.2.1. Tipo das Estrutura
As estruturas primárias a serem utilizadas, são as constantes da IT-005.03 – Montagem de Redes e Linhas Aéreas Rurais de Distribuição.
15.2.2. Critérios para utilização de estruturas primárias.
15.2.2.1. As estruturas primárias deverão ser escolhidas de modo a resistir aos esforços mecânicos de tração dos condutores, à ação do vento sobre a estrutura e condutores, e em função do sistema adotado, do espaçamento mínimo entre os condutores e da topografia do terreno. A escolha da estrutura será conforme o Anexo XVI.
Há todavia, situações em que mais de um tipo de estrutura é viável. Sendo esse o caso, deve-se optar pelo tipo de construção mais econômica.
15.2.2.2. É recomendável evitar grandes variações no tamanho dos vãos contínuos, procurando mantê-los próximo ao vão básico, escolhido para construção do gabarito.
15.2.2.3. O anexo para a escolha de estruturas, determinam para a situações de tangência e em ângulos, a limitação máxima de cada estrutura, de acordo com a bitola dos condutores, e o ângulo de deflexão dos condutores.
Sendo inevitável o emprego de vãos ou ângulos superiores aos previstos nos gráficos, deverá ser especificada uma estrutura especial, cujo desenho deve fazer parte do projeto, de preferência constando da própria folha do perfil onde está projetada.
Quando for necessário o emprego de estruturas de arrancamento usar os tipos N4, TE, HT ou HTE com estais longitudinais e laterais.
É recomendável que a fração de linha, sem estrutura de ancoragem seja de acordo com a tabela abaixo.
Cabo (mm2) Tramo (m) 21 e 33 1200 67 1000 107 800 336 600 15.2.3. Estaiamento
O estaiamento deverá ser projetado quando os esforços impostos aos postes forem superiores as resistências dos mesmos ou ainda, quando o solo não suportar estes esforços. Normalmente esta situação ocorre em postes que sustentam estruturas de encabeçamento, derivações em ângulo de linha.
O Estai de Âncora será utilizado nas seguintes condições: - Em situação de arrancamento
- Em poste que não possuir equipamento - Em estrutura de ângulo
Nos terrenos alagadiços ou brejos, onde é impraticável o estaiamento de âncora, poderá ser usado o estai de pântano (sapatas para pântano), devendo-se estudar as características específicas do terreno. Recomenda-se nestes casos reduzir o tamanho do vão e se necessário a tensão dos condutores.
a) Verificação de cabo baixo;
O vão básico ou de referência para construir o gabarito para verificação de cabo baixo é 140 m (Anexo XV – Tabela Para Construção de Gabarito).
b) Verificação de arrancamento;
O vão utilizado para construir o gabarito para verificação de arrancamento é o dobro do vão básico, pois o arrancamento é sempre verificado na estrutura comum a dois vãos consecutivos. Isto se deve ao fato de que, para temperatura mínimas, a tração do cabo varia pouco com o comprimento do vão.
c) Linha da Estrutura e Linha Solo;
São linhas paralelas indicando respectivamente o pé das estruturas e a distância mínima, do condutor ao solo, na pior situação.
Por exemplo, para poste de 11 m e distância mínima do condutor ao solo de 6,0 m teríamos:
– Linha de estrutura a 9,30 m abaixo da linha do condutor e – Linha do solo a 6,0 m abaixo da linha do condutor.
Em terrenos com topografia regular e que não exijam estudos especiais a localização dos pontos de estruturas poderá ser feita conforme o desenho do Anexo III.
15.3.1. Gabaritos de vãos ancorados
O vão ancorado na realidade é um vão contínuo onde o número de vãos do trecho é feito igual á unidade.
Deste modo o tratamento é análogo ao do vão contínuo. Devido á grande gama de valores que o vão ancorado pode assumir são necessários diversos gabaritos. Para contornar este problema pode-se trabalhar com o chamado “Gabarito de vãos ancorados”.
Este gabarito fornece para cada comprimento de vão o valor real de flecha do vão ancorado, porém tem o inconveniente de não ser uma catenária perfeita o que em certas situações pode conduzir a erros de projeto.
15.4. Critérios para Utilização de Postes
Os postes a serem utilizados serão os de madeira, concreto duplo T ou circular, padronizados e constantes da NT-001 – Materiais para Redes e Linhas Aéreas Rurais e Urbanas de Distribuição de Energia Elétrica.
15.5.1. Disposição dos Condutores
Nos circuitos trifásicos, os condutores serão dispostos num mesmo plano horizontal ou na disposição triangular, nos bifásicos num mesmo plano horizontal e, nos monofásicos (FN), na disposição vertical.
15.5.2. Afastamento horizontal entre condutores
15.5.2.1. O espaçamento horizontal mínimo situado num mesmo plano horizontal entre condutores de um mesmo circuito, poderá ser calculado pela expressão:
d = 0,00762 E + 0,368 √f onde:
d = espaçamento horizontal mínimo entre condutores; f = flecha máxima dos condutores a 50º C, em metros; E = tensão nominal do circuito, entre fases, em kV.
15.5.3. Altura mínima dos condutores
15.5.3.1. A distância mínima entre o condutor mais baixo da linha de distribuição e o solo deve ser de 6 m, na condição de flecha máxima, conforme o item 15.3.2.
15.5.3.2. Em travessias de rodovias e ferrovias a distância mínima entre condutores e solo ou boleto dos trilhos deverá ter 7 e 9 m respectivamente. Em ferrovias eletrificadas ou eletrificáveis a distância mínima do condutor ao boleto do trilho é de 12 metros.
15.5.4. A Distância entre condutores de circuitos diferentes, deverá ser a constante o Anexo XI.
15.5.5. Faixa de Segurança 15.5.5.1. Largura de Faixa
A largura mínima da faixa de segurança, no caso de uma única linha de distribuição pode ser calculada pela expressão:
L = 2 (b + d + Du) 130 sendo:
L = largura da faixa, em metros;
b = distância horizontal do eixo do suporte ao ponto de fixação do condutor mais afastado desse eixo, em metros;
d = soma das projeções horizontais da flecha do condutor e do comprimento da cadeia de isoladores, na condição de máximo deslocamento do condutor em metros;
Du = distância em metros, numericamente igual a tensão nominal da linha, em kV.
Para abranger a maioria das situações incluindo vãos longos, pode-se admitir uma faixa de segurança de 20 m, sem prejuízo das letras s e v do item 10.2. A altura máxima da vegetal dentro da faixa de segurança deverá ser de 40 cm. Deve-se limpar (capinar) a base do poste no raio de 1,5m.
15.5.5.2. Poda de árvores
Deverá ser consultado o IBAMA quanto a poda de árvore. Nos casos em que for necessário podar árvores, junto á faixa de segurança, a altura máxima, após a poda, não deverá ser maior do que:
H = √h2 + (B – b)2 - D u 130 onde:
H = altura após a poda, em metros;
h = distância vertical entre o condutor na condição de flecha máxima, e o plano horizontal passando pelo solo junto ao tronco da árvore, em metros;
B = distância horizontal entre o eixo do suporte e o tronco da árvore em metros;
b – distância horizontal entre o eixo do suporte, ao ponto de fixação do condutor mais afastado desse eixo, em metros;
Du - distância em metros numericamente igual à tensão nominal da rede, em kV.
15.5.6. Aproximação de aeródromos
Quando houver necessidade de traçado da LDR/RDR passar próximo a aeródromos, deverá ser observado o plano básico de zonas de proteção de aeródromos (Anexo V) e o órgão responsável pela administração do aeródromo
