NDU-007 Critérios Básicos para Elaboração de Projetos

NORMA DE DISTRIBUIÇÃO UNIFICADA – NDU-007
CRITÉRIOS BÁSICOS PARA ELABORAÇÃO DE
PROJETOS DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREAS
RURAIS
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VERSÃO 3.0
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SUMÁRIO
1.
INTRODUÇÃO ........................................................................................................... 1
2.
APLICAÇÃO.................... .......................................................................................... 1
3.
TENSÕES DE FORNECIMENTO .............................................................................. 1
4.
DEFINIÇÕES ............................................................................................................. 1
4.1.
Alimentador de Distribuição .................................................................................. 1
4.2.
Alimentador Exclusivo ........................................................................................... 1
4.3.
Carga Instalada ..................................................................................................... 2
4.4.
Concessionária ou Permissionária de Distribuição de Energia Elétrica ................ 2
4.5.
Consumidor Atendido............................................................................................ 2
4.6.
Demanda .............................................................................................................. 2
4.7.
Demanda Diversificada ......................................................................................... 2
4.8.
Demanda Máxima ................................................................................................. 2
4.9.
Derivação de Distribuição ..................................................................................... 2
4.10. Fator de Agrupamento de Medidores.................................................................... 3
4.11. Fator de Carga ...................................................................................................... 3
4.12. Fator de Coincidência ........................................................................................... 3
4.13. Fator de Demanda ................................................................................................ 3
4.14. Fator de Diversidade ............................................................................................. 3
4.15. Fator de Potência .................................................................................................. 3
4.16. Fator de Utilização ................................................................................................ 4
4.17. Ramal de Alimentador........................................................................................... 4
4.18. Rede Primária ....................................................................................................... 4
4.19. Tensão Primária de Distribuição ........................................................................... 4
4.20. Tronco do Alimentador .......................................................................................... 4
5.
TIPOS DE PROJETOS .............................................................................................. 4
5.1.
Projetos de Rede Nova ......................................................................................... 4
5.2.
Projeto de Extensão de Rede de Distribuição Primária ........................................ 5
5.3.
Projetos de Reforma / Melhoramento de Rede ..................................................... 5
5.4.
Projetos de Reforço .............................................................................................. 5
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6.
OBTENSÃO DE DADOS PRELIMINARES ............................................................... 5
6.1.
Planejamento Básico ............................................................................................ 5
6.2.
Traçado Preliminar ................................................................................................ 6
6.3.
Traçado Definitivo ................................................................................................. 6
6.4.
Levantamento de Carga e Estimativa de Demanda .............................................. 9
6.5.
Previsão de Crescimento de Carga .................................................................... 12
7.
LEVANTAMENTO TOPOGRÁFICO ESTADIMETRICO ......................................... 12
7.1.
Lançamento do Traçado ..................................................................................... 12
7.2.
Planta do Traçado ............................................................................................... 12
7.3.
Levantamento e Nivelamento ............................................................................. 13
7.4.
Determinação da Altura de Condutores Transversais......................................... 19
8.
DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO........................................................................... 19
8.1.
Configuração Básica ........................................................................................... 19
8.2.
Níveis de Tensão ................................................................................................ 20
8.3.
Dimensionamento dos Condutores ..................................................................... 20
8.4.
Desequilíbrio de Carga ....................................................................................... 21
8.5.
Transformadores ................................................................................................. 22
8.6.
Controle de Tensão e de Compensação de Reativos ......................................... 22
8.7.
Proteção contra Sobrecorrentes ......................................................................... 22
8.8.
Proteção contra Sobretensões ............................................................................ 25
8.9.
Aterramento ........................................................................................................ 26
8.10. Seccionamento ................................................................................................... 26
9.
DIMENSIONAMENTO MECÂNICO ......................................................................... 27
9.1.
Esforços Mecânicos ............................................................................................ 28
9.2.
Determinação das Estruturas .............................................................................. 30
9.3.
Características Gerais......................................................................................... 33
10.
RELAÇÃO DE MATERIAL E ORÇAMENTO .......................................................... 35
10.1. Relação de Materiais .......................................................................................... 35
10.2. Mão-de-Obra ....................................................................................................... 37
11.
APRESENTAÇÃO DO PROJETO ........................................................................... 37
11.1. Documentos do Projeto....................................................................................... 37
11.2. Desenho do Projeto ............................................................................................ 37
11.3. Formato e Tipo de Papel..................................................................................... 39
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11.4. Cálculo de Queda de Tensão ............................................................................. 39
11.5. Cálculo de Flecha de Tensão ............................................................................. 39
11.6. Tabela de Locação.............................................................................................. 40
11.7. Simbologia .......................................................................................................... 41
11.8. Dados que Devem Constar no Projeto................................................................ 41
11.9. Relação de Materiais e Determinação da Mão-de-Obra ..................................... 42
11.10. Desenhos e Informações Complementares ........................................................ 42
11.11. Atualização Cadastral da RDR Construídas ....................................................... 43
11.12. Travessia, Aproximação de Aeroportos e Casos Especiais ................................ 44
12.
PROJETO DE RDR ELABORADO POR TERCEIROS ........................................... 45
13.
NOTAS COMPLEMENTARES ................................................................................ 46
14.
ANEXO I – AUTORIZAÇÃO DE PASSAGEM ......................................................... 47
15.
ANEXO II – PEDIDO DE APROVAÇÃO DE PROJETO .......................................... 48
16.
ANEXO III – CONSTITUIÇÃO AMIGÁVEL DE SERVIDÃO .................................... 49
17.
ANEXO IV – TERMO DE AUTORIZAÇÃO E DE RESPONSABILIDADE MÚTUA . 51
18.
ANEXO V – INSPEÇÃO DA OBRA ......................................................................... 53
19.
TABELAS ................................................................................................................ 54
20.
DESENHOS ............................................................................................................. 82
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1. INTRODUÇÃO
Essa norma tem por objetivo estabelecer os requisitos mínimos necessários para
elaboração de projetos de linhas aéreas de distribuição rural, na classe de tensão de 15kV
e 25 kV, na área de concessão da ENERGISA, de modo a assegurar as condições
técnicas, econômicas e de segurança necessárias ao adequado fornecimento de energia
elétrica.
2. APLICAÇÃO
Aplicam-se aos projetos de redes novas, extensões, reformas/melhoramentos e
modificações.
São
apresentados
os
critérios
básicos
para
levantamento
de
carga,
dimensionamento elétrico e mecânico, proteção, interligação, seccionamento, além de
metodologia para elaboração e apresentação de projetos.
Aborda também os aspectos que devem ser observados quando da apresentação
do projeto para aprovação da ENERGISA.
3. TENSÕES DE FORNECIMENTO
TENSÃO (kV)
22/12,7
13,8/7,96
11,4/6,58
TENSÃO PRIMÁRIA
ENERGISA
Minas Gerais
Borborema
Sergipe
Nova Friburgo
Paraíba
Minas Gerais
4. DEFINIÇÕES
4.1. 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
da concessionária e/ou de consumidores.
4.2. Alimentador Exclusivo
Alimentador de distribuição sem derivações ao longo de seu percurso que atende
somente a um ponto de entrega.
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4.3. Carga Instalada
Somatório das potências nominais de uma unidade consumidora, excluindo-se os
equipamentos de reserva.
4.4. Concessionária ou Permissionária de Distribuição de Energia
Elétrica
Agente titular de concessão ou permissão Federal para prestar o serviço público de
energia elétrica, referenciado, doravante, apenas pelo termo Concessionária (Energisa
Nova Friburgo, Energisa Minas Gerais, Energisa Borborema, Energisa Sergipe e Energisa
Paraíba).
4.5. Consumidor Atendido
Titular
de
Unidade
Consumidora
atendida
diretamente
por
sistema
da
Concessionária, conforme regulamentação da Agência Nacional de Energia ElétricaANEEL.
4.6. Demanda
Soma das potências elétricas instantâneas médias solicitadas por consumidores,
durante um período de tempo especificado.
4.7. Demanda Diversificada
Demanda média de um consumidor em um grupo de consumidores de mesma
classe, tomando em conjunto a soma das demandas máximas individuais, dividida pelo
número de consumidores considerados.
4.8. Demanda Máxima
Maior demanda verificada durante um período de tempo especificado.
4.9. Derivação de Distribuição
Ligação feita em qualquer ponto de uma rede de distribuição para um alimentador,
ramal de alimentador, transformador de distribuição ou ponto de entrega.
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4.10. Fator de Agrupamento de Medidores
Esse fator leva em consideração a diversificação das cargas e a coincidência das
demandas máximas dos consumidores individuais da edificação de uso coletivo, que
definirão a demanda dessa edificação.
4.11. Fator de Carga
Razão da demanda média pela demanda máxima ocorrida no mesmo intervalo de
tempo especificado.
4.12. Fator de Coincidência
É o inverso do fator de diversidade.
Fc = 1 / Fdi
4.13. Fator de Demanda
Razão da demanda máxima pela carga instalada do sistema ou da instalação
considerada:
FD = Dmáx. / Cinst
4.14. Fator de Diversidade
Razão entre a soma das demandas máximas individuais de um determinado grupo
de consumidores e a demanda máxima real total desse mesmo grupo, a razão entre a
demanda máxima de um consumidor e a sua demanda diversificada.
Fdi = Dmáx. indiv. / Dd
4.15. Fator de Potência
Razão entre a potência ativa (kW) e a potência aparente (kVA) da instalação:
FP = Pativa / Paparente
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4.16. Fator de Utilização
Razão da máxima demanda verificada pela capacidade nominal de um sistema.
4.17. Ramal de Alimentador
Parte de um alimentador de distribuição que deriva diretamente do tronco do
alimentador.
4.18. Rede Primária
Parte de uma rede de distribuição que alimenta transformadores de distribuição
e/ou pontos de entrega sob a mesma tensão primária nominal.
4.19. Tensão Primária de Distribuição
Tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária, com valores
padronizados iguais ou superiores a 1 kV.
4.20. Tronco do Alimentador
Parte de um alimentador de distribuição que transporta a parcela principal da carga
total. Normalmente é constituído por condutor de bitola mais elevada, caracterizado por
um dos seguintes fatores:
•
Transporte do total ou de parcela ponderável da carga servida pelo alimentador;
•
Alimentação ao principal consumidor do alimentador;
•
Interligação com outro alimentador, permitindo transferência de carga entre os
alimentadores.
5. TIPOS DE PROJETOS
5.1. Projetos de Rede Nova
São aqueles que visam a implantação de todo o sistema de distribuição para o
atendimento a uma determinada localidade (vila, assentamento, povoado, distrito, conjunto
habitacional).
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5.2. Projetos de Extensão de Rede de Distribuição Primária
Novo circuito de rede primária ou acréscimo de um trecho de rede primária de
distribuição, inclusive adição de fases, construído a partir de um ponto da rede existente.
5.3. Projetos de Reforma / Melhoramento de Rede
São aqueles que visam a substituição de parte ou mesmo total da rede existente,
por motivo de segurança, evolução tecnológica, qualidade de serviço, saturação ou
adequação das instalações ao meio ambiente.
5.4. Projetos de Reforço
São aqueles que visam a mudanças das características físicas da rede existente
visando aumentar a sua capacidade.
6. OBTENÇÃO DE DADOS PRELIMINARES
Consiste na obtenção de dados necessários à elaboração do projeto tais como:
mapas, plantas, definição dos pontos de saída e chegada, traçado preliminar, análise das
condições locais, levantamento de dados característicos do sistema elétrico de
alimentação, etc.
6.1. Planejamento Básico
A elaboração do projeto deverá ser precedida de uma análise das condições locais
pela Concessionária, a partir de levantamentos de dados característicos do sistema
elétrico de alimentação e da obtenção de elementos básicos tais como: mapas e plantas
atualizadas, projetos em andamento ou ainda não construídos, traçado preliminar,
definição do tipo de projeto, ponto de alimentação, aquisição de linhas e ramais pela
Concessionária, passagem em terrenos de terceiros definindo a faixa de servidão
conforme desenho 49 da NDU - 005.
No caso de projetos para ligação de consumidores rurais deverão ser analisadas as
possibilidades de eletrificação a curto prazo das propriedades da área, devendo ser feito o
levantamento de carga de acordo com os critérios estabelecidos no item 6.4.
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Deverão ser verificados, também, se existem planos diretores para a área, oriundos
dos respectivos órgãos da Administração Pública.
6.2. Traçado Preliminar
Ainda, nesta fase, devem ser avaliadas todas as condições existentes e futuras, do
projeto e do terreno, para definir os possíveis traçados para a linha, de forma que se
proceda a escolha da melhor solução levando em consideração aspectos mecânicos,
elétricos e econômicos.
6.3. Traçado Definitivo
Consiste em definir o traçado ideal da linha, a partir do estudo preliminar, definindose os pontos de chegada nos consumidores e identificando os terrenos pelos quais o
traçado da linha foi definido.
Atendidos os requisitos estabelecidos para elaboração do traçado preliminar, esses
devem ser confirmados no local, fazendo-se um reconhecimento do caminhamento,
embandeiramento dos ângulos, derivações e dos pontos de saída e chegada da linha em
cada consumidor.
Devem ser relacionados também, os nomes dos proprietários dos terrenos em que
a linha vai passar, obtendo dos mesmos a assinatura da “Autorização de Passagem”,
Anexo 01, permitindo a Concessionária ou suas empreiteiras a realizarem o levantamento
topográfico, construção e manutenção da linha.
O traçado da linha deverá ser escolhido, procurando atender, ainda a uma média de
fatores que, aliados ao bom senso do explorador, devem proporcionar a melhor solução. O
traçado ideal é o que apresenta o menor custo global, observando-se os requisitos
ecológicos, proteção ambiental, técnicos e de segurança, necessários à elaboração do
projeto.
Os fatores a considerar na escolha do traçado são:
a) Não existindo rodovias para serem tomadas como diretriz do traçado, deve-se
optar o mais possível pela linha reta;
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b) Existindo rodovias para serem tomadas como diretrizes do traçado, ele deve ser,
em princípio, o mais próximo e paralelo possível de uma das margens das referidas
rodovias;
c) Nos casos em que as rodovias que forem escolhidas apresentarem as faixas
bem definidas, o traçado deverá, em princípio, desenvolver-se totalmente dentro das
respectivas faixas, caso em que deve ser obtida previamente a “Autorização de
Passagem”. Neste caso deverão ser obedecidas as normas próprias de ocupação dos
órgãos responsáveis pelas faixas;
d) Nos casos em que as rodovias que forem escolhidas não apresentem faixas
bem definidas ou apresentem 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 “m” adiante;
e) Havendo necessidade, o traçado poderá afastar-se da diretriz escolhida. No
caso da diretriz ser uma rodovia, o traçado poderá de ela afastar-se ou mesmo cruzá-la a
fim de cortar as curvas ou desviar de obstáculos;
f) No caso da diretriz ser uma rodovia deve-se evitar que, o afastamento da rede
fique superior a 50 m, para facilitar o acesso à construção, operação e manutenção
futuras;
g) O traçado deve contornar os seguintes tipos de obstáculos naturais ou artificiais:
- Mata densa;
- Áreas de preservação ambiental;
- Reserva florestais;
- Pomares, culturas muito valorizadas, canaviais;
- Áreas sujeitas a inundações;
- Lagoas, lagos, represas, açudes, nascentes d’água, manguezais;
- Locais impróprios para fundação, afloramento de rochas;
- Erosões;
- Casas ou qualquer tipo de edificação;
- Terrenos com inclinação transversal superior a 50%;
- Locais com alto índice de poluição atmosférica;
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- Locais onde normalmente são detonados explosivos;
- Terrenos muito valorizados;
- Benfeitorias em geral;
- Aeródromos.
h) Manter uma distância suficiente para a segurança da linha em relação a
pedreiras, fornos de cal, usinas ou fábrica de produtos químicos etc.;
i) Caso o traçado tenha que, forçosamente, atravessar loteamentos ou terrenos
muito valorizados, ele deve aproveitar, ao máximo, os arruamentos procurando, dessa
forma, minimizar as desapropriações. Nestes casos a RDR deve ter características de
RDU;
j) No caso específico das benfeitorias serem edificações, o mesmo deverá
contornar ou desapropriar a benfeitoria para dar continuidade ao traçado, o que for técnica
e economicamente mais viável;
k) Caso o traçado tenha que se aproximar muito de aeródromos, deverão ser
observadas as normas de proteção ao vôo conforme desenho 01;
l) Os ângulos deverão ser limitados ao mínimo indispensável, visando a
otimização do traçado, já que, nos casos de ângulos é necessário o uso de estruturas
especiais, o que onera, sobremaneira, o custo dos projetos;
m) Deverão ser evitados ângulos com valores compreendidos entre 60° e 90° e
ângulos reversos;
n) Para cada trecho em alinhamento deverá ser fornecido um rumo azimute;
o) Deve-se cuidar também para que as travessias sobre ferrovias, rodovia, e etc.,
tomada como diretriz, restrinjam-se ao mínimo possível, principalmente as travessias que
implicarem em estruturas especiais que oneram o custo do projeto, e sejam o mais
próximo possível de 90° conforme desenhos 02 a 05;
p) No caso de travessias de linhas 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 tensão mais
baixa e que possam ser satisfeitas as distâncias mínimas de segurança. Caso a linha a ser
transposta tenha cabo muito leve (telefônica, telegráfica, etc.) deve ser considerada a
possibilidade de inversão de flecha, ocasionada pelo vento;
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q) No caso de travessias de rios, canais, córregos, etc., deve-se, de preferência,
lançar o traçado por locais pouco afetados por inundações, para não onerar o custo da
obra.
r) O lançamento do traçado deve ser tal, que permita a existência de uma faixa
livre com 7,5 m para cada lado, perfazendo 15 m de largura. Eventualmente, desde que
exista alguma razão especial, a largura da faixa poderá ser alterada a critério da
Concessionária;
s) 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 7,5 m livres de cada lado do
traçado, sendo necessário complementá-la à custo das propriedades à beira da estrada;
t) No caso de ocupação de faixa de linhas de transmissão da própria
Concessionária, em especial nas proximidades de subestações congestionadas, deverão
ser consultados previamente os órgãos responsáveis pelas mesmas;
u) No caso de paralelismo com outras linhas existentes, deverá ser previsto um
afastamento
mínimo de
15m
entre
o traçado
e
o
eixo
da
linha
existente.
Excepcionalmente, este afastamento poderá ser reduzido, quando houver justificativa
técnica e econômica para isso;
v) No caso de paralelismo com linhas de transmissão existentes deverá ser
previsto um afastamento mínimo de 7,5m entre o traçado e o limite da faixa de segurança
da linha de transmissão existente, e no mínimo 15m do eixo das linhas. Eventualmente, se
houver necessidade de reduzir esta distância, deverão ser feitas consultas ao órgão
responsável pela linha de transmissão;
w) A distância vertical mínima dos condutores à superfície de águas navegáveis, na
condição de flecha máxima, será de H + 2m, onde H corresponde à altura do maior mastro
e deve ser fixada pela autoridade responsável pela navegação na via considerada.
6.4. Levantamento de Carga e Estimativa de Demanda
Consiste no levantamento ou medições de cargas, quando necessário, verificação
das condições locais para estimativa de crescimento e determinação das demandas atuais
e futuras dos consumidores.
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Esta etapa consiste no levantamento da carga e estimativa das demandas atuais e
futuras de tal modo a possibilitar o dimensionamento elétrico da RDR. Estão indicadas
nos itens seguintes as técnicas a serem empregadas para o caso de levantamento de
carga e estimativa das demandas.
No atendimento a uma nova localidade, o levantamento de carga e a determinação
das demandas dos consumidores a serem ligados no secundário e deverão ser definidos
conforme critérios de projeto de redes de distribuição aéreas urbanas.
6.4.1 - Levantamento de Carga
A consideração de carga em projetos de RDR está associada à necessidade de
atendimento a uma carga concentrada ou a uma série de cargas distribuídas ao longo da
RDR ou ainda a ambos os casos simultaneamente.
Em caso de melhoria no sistema existente, com previsão de novos consumidores, a
carga será definida em função das cargas existentes, com prováveis aumentos
expressivos adicionadas às previsões de crescimento vegetativo, mais a parte planejada
em função dos novos consumidores.
Quando o projeto da RDR se destinar a atender consumidores individuais, devem
ser consideradas as cargas de acordo com o cadastramento das propriedades.
Além dos dados básicos no cadastro da RDR, deverá ser anotada a existência de
aparelhos que possam ocasionar oscilações de tensão na linha ou outro tipo de influência
considerada anormal.
6.4.2 - Estimativa de Demanda
6.4.2.1 - Consumidores já Ligados
A demanda da Rede Primária será determinada de acordo com os dados elétricos
dos circuitos de Média Tensão existentes, levantados em campo, ou no caso da
Concessionária através do Sistema de Gestão da Distribuição - SGD e Medições.
a) Cargas Distribuídas
Determinar a demanda a partir do fator de demanda médio e a capacidade instalada
de transformadores, conforme estabelecido a seguir:
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•
Obter medição do alimentador, ou parte da RDR;
•
Obter o fator de demanda médio das cargas distribuídas pela fórmula:
Fd = Dd / Cid
Fd = fator de demanda médio;
Dd = demanda máxima coincidente das cargas distribuídas;
Cid = carga instalada distribuída.
•
Multiplicar o valor total em kVA dos transformadores de cada carga distribuída
pelo fator de demanda para obter a respectiva demanda.
b) Cargas Concentradas
Determinar a demanda coincidente com a ponta de carga do alimentador através de
conversão kWh para kW, ou ainda através da demanda faturada em kW. Nos dois últimos
casos a demanda coincidente é estimada a partir do regime de funcionamento das cargas
do consumidor.
6.4.2.2 - Novos Consumidores
A determinação da demanda pode ser feita por três processos:
•
No caso de consumidores similares aos existentes, considerar, como referência,
o valor da demanda apurada de acordo com o no item anterior.
•
Determinação da demanda aplicando-se o fator de demanda (ver tabela nº 1)
pelo valor total dos kVA dos transformadores previstos.
•
Determinação da demanda através da conversão kWh para kW, adotando-se o
kWh de consumidores similares na região, e na falta de conhecimento do fator de carga,
adotar 30% (trinta por cento).
No caso de consumidores com carga concentrada deve ser adotada a demanda
máxima prevista, dividida pelo fator de coincidência, estimado a partir do regime de
funcionamento das cargas do consumidor.
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Na falta destas informações, adotar um fator de demanda típico, já levando em
consideração o regime de funcionamento das cargas.
A determinação da demanda final poderá ser obtida aplicando-se os fatores de
multiplicação contidos na tabela n.º 2, em função da taxa de crescimento para o horizonte
considerado. Caso o horizonte de projeto adotado seja diferente dos valores da tabela, os
fatores de multiplicação deverão ser recalculados com base no horizonte considerado.
O
procedimento
para
a
determinação
da
demanda
para
possibilitar
o
dimensionamento da RDR no secundário será conforme definido na norma Critérios de
Projetos de Redes de Distribuição Aéreas Urbanas.
6.5. Previsão de Crescimento de Carga
Em todos os projetos torna-se necessário estimar o crescimento da carga para
efeito de dimensionamento da RDR. A estimativa da taxa anual de crescimento será
baseada em estudos de planejamento existentes, ou no índice de crescimento de
consumo característico da região.
No caso de novas extensões, a previsão da carga será baseada nas necessidades
atuais, expandidas ao horizonte considerado.
7. LEVANTAMENTO TOPOGRÁFICO ESTADIMÉTRICO
Consistem no levantamento topográfico pelo processo estadimétrico e respectivos
desenhos planialtimétricos.
7.1. Lançamento do Traçado
O lançamento do traçado no terreno é da competência exclusiva do topógrafo e
deve atender às exigências e diretrizes do projetista.
7.2. Planta do Traçado
Concomitantemente à locação física, o topógrafo deverá ir lançando o traçado em
planta. Essa planta deve ser posteriormente desenhada a nanquim ou digitalizada, em
papel de boa qualidade, na escala 1:25.000 indicando os detalhes necessários à
atualização da planta detalhe de linha rural.
Na referida planta deverão ser indicadas a direção do norte magnético, detalhes de
saída e de chegada e os acidentes principais existentes nessa faixa, tais como: casas
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(com nome do proprietário), córregos, estradas de ferro e de rodagem, linhas telefônicas,
telegráficas e de energia elétrica existentes, cercas, etc.
7.3. Levantamento e Nivelamento
7.3.1 - Considerações Gerais
O levantamento da faixa e o nivelamento dos perfis correspondentes ao traçado
serão executados concomitantemente com o lançamento deste último no terreno.
A faixa a ser levantada deverá ter, salvo instrução em contrário, 15 m de largura,
sendo 7,5 m para cada lado do traçado.
7.3.1.1 - Requisitos Mínimos
Colocação de piquetes e estacas numeradas seqüencialmente em todos os pontos
de estação, a intervalos próximos a 100m, de preferência em saliências do terreno, e
obrigatoriamente nas divisas de propriedades e nos pontos de mudança de tipo de
vegetação ou cultura, sendo dispensáveis nos fundos das grotas e gargantas. Em ramais,
a numeração das estações deve ser iniciada a partir de zero.
Os piquetes deverão ser fincados firmemente no terreno, devendo ser
confeccionados com madeira de boa qualidade, conforme desenho 06, mod.01.
Nos pontos de partida e chegada, em todos os ângulos e em trechos retos,
superiores a 1,5 km de traçado, deverão ser fincados piquetes maiores, amarrados a
detalhes bastante visíveis e irremovíveis, tais como árvores isoladas, grandes pedras,
postes, quinas de casas, etc., a fim de facilitar a localização do traçado mesmo decorrido
algum tempo após o levantamento, conforme desenho 06, mod.02.
Cada piquete deverá possuir uma estaca testemunha que deverá ser fincada, no
máximo, a 80 cm de distância dos mesmos. A testemunha deverá ser fincada no máximo
30 cm no solo e de modo que a numeração fique voltada para o piquete correspondente,
conforme desenho 06, mod.03.
A numeração crescerá no sentido do encaminhamento, ou seja, do ponto de partida
para o ponto de chegada.
As estações consecutivas serão amarradas entre si, tanto nas distâncias como nas
cotas, por visadas diretas ou inversas.
______________________________________________________________________________________
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As visadas intermediárias deverão estar afastadas em média de 50m, segundo a
natureza do terreno, sendo mais próximas umas das outras nas cumeadas dos morros e
dispensáveis nos fundos das grotas e gargantas.
7.3.2 - Levantamento de Travessias
7.3.2.1 - Travessias de Rodovias e Ferrovias
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 cristas dos cortes ou pés de aterro, ângulos do cruzamento e posições relativas das
cercas e postes das linhas telefônicas existentes e indicação do norte magnético.
7.3.2.2 - Travessias de Linhas
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 as dos cabos e fios 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) a indicação do norte magnético
e a numeração das torres de transmissão.
7.3.2.3 - Travessias de Águas Navegáveis ou Não
O ângulo mínimo entre o eixo da linha e o curso da água será de 15°.
7.3.3 - Levantamentos Complementares
Os levantamentos complementares de acidentes na faixa ou nas suas imediações
que possam interessar ao projeto da linha deverão ser executados com precisão de
detalhamento compatíveis com cada caso. A seguir estão enumerados os casos mais
comuns com respectivos requisitos mínimos:
•
Acidentes isolados importantes
Entram nesta categoria as edificações, os blocos de pedra, etc.; e deverá constar
posição relativa, contorno aproximado, cota do topo e indicações de sua natureza.
______________________________________________________________________________________
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•
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 nível máximo provável.
•
Terrenos impróprios para fundação
Entram nesta categoria, brejos, pântanos, erosões, terrenos pouco consistentes,
rochas, etc., deverão constar: posição relativa, delimitação e indicação de sua natureza.
•
Tipo de vegetação e cultura
Entram nesta categoria, vegetação de pequeno porte, caatinga, capoeira, pasto,
pinheiral, cafezal, milharal, etc., deverão constar tipos de divisas e sua posição dentro da
faixa.
•
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.
•
Nomes de proprietários
Entre duas divisas consecutivas qualquer deverá constar sempre o nome do
proprietário do trecho de faixa a ser levantada.
•
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.
•
Levantamento especial
Toda vez que houver necessidade de reproduzir um determinado acidente com
maior fidelidade, deve-se lançar mão de levantamento com maior precisão, em escala
apropriada.
______________________________________________________________________________________
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7.3.4 - Caderneta de Campo
Durante o levantamento topográfico, deverão ser anotados os seguintes dados:
•
Valor dos respectivos ângulos;
•
Altura do aparelho;
•
As observações ao sol, cálculo do norte magnético e os rumos verdadeiros das
tangentes;
•
O levantamento planimétrico (planta baixa) do traçado e também o dos detalhes,
quando necessários, indicando cercas, rios, córregos, vales, erosões, brejos, matas, tipos
de cultura, lagoas, estradas de rodagem e de ferro, edificações, rede telefônica, telegráfica
e de energia elétrica (transmissão e distribuição). Nas indicações de cercas deve ser
incluído o número de fios e se o arame é farpado ou liso;
•
Limites de propriedades e seus respectivos nomes, natureza do terreno e tipo de
vegetação;
•
Todos os demais elementos colhidos no terreno, para estabelecimento do
traçado.
Em caso de travessias que necessitem de desenho, deverão ser anotados outros
detalhes, a saber:
•
Altura dos condutores que se encontram no nível mais alto e no mais baixo em
relação ao solo, das linhas de distribuição ou de transmissão existentes;
•
Distância entre trilhos (bitola) da estrada de ferro;
•
Largura das estradas de rodagem;
•
Denominação do órgão envolvido;
•
Quilometragem da interferência considerada;
•
Indicação de referência da localidade anterior e posterior à travessia;
•
Ângulo da travessia, entre eixos;
•
Número dos postes ou das estruturas anterior e posterior à travessia;
•
Distância do eixo da linha às estruturas;
______________________________________________________________________________________
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•
Deverá ser dada especial atenção em travessias sobre grandes rios, áreas
vazantes e alagadiças nas quais no perfil do trecho correspondente deverá ser indicada a
cota nível de Água, na condição de cheia máxima;
•
O nome completo do responsável, número de registro no CREA da Região, a
data dos trabalhos e o tipo de aparelho utilizado.
7.3.5 - Desenho da Planta Baixa e do Perfil
Uma vez concluído em campo o levantamento da faixa e o nivelamento do perfil do
traçado, o topógrafo deverá, utilizando os dados levantados em campo, desenhar a planta
e o perfil do levantamento executado, procurando seguir as exigências mínimas seguintes:
7.3.5.1 - Tipo de Papel e Tinta
O perfil e a planta baixa do levantamento executado deverão ser desenhados em
traço cheio, com tinta nanquim, em papel vegetal de boa qualidade de preferência
milimetrado na parte referente ao perfil e liso na parte referente à planta, ou digitalizado
através de software específico.
7.3.5.2 - Dimensões do Papel
Deverão ser utilizados os formatos padronizados pela ABNT, conforme a extensão
da linha.
7.3.5.3 - Escalas Adotadas
As escalas adotadas serão sempre:
Horizontal
Vertical
1:5.000
1:500
No caso do perfil ser muito inclinado serão permitidas mudanças de referência de
cota para que o traçado 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 travessia e/ou detalhes poderá ser utilizada escala mais conveniente
ou, a indicada pelo órgão responsável pelo elemento a ser atravessado.
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7.3.5.4 - Detalhes do Perfil
Deverá constar do desenho do perfil o número de piquetes de estação (estacas), as
cotas, pontos quilométricos e a divisão dos quilômetros de 100 em 100 metros.
Serão indicadas também as saídas de ramais e de eventuais deflexões da linha
com seus respectivos ângulos.
7.3.5.5 - Detalhes da Planta
Deverão constar no desenho da planta todos os acidentes geográficos levantados
na faixa, todas as legendas, simbologias e anotações relativas às técnicas de construção e
montagem da linha em consonância com as condições do perfil do terreno ao longo do
trajeto.
7.3.5.6 - Articulação das Folhas
Cada folha, exceto a primeira e a última, deverá conter no início 200 m do perfil
anterior e no fim 200m do perfil seguinte, em linha tracejada, para permitir a articulação
das folhas, exceto quando o projeto for digitalizado.
7.3.5.7 - Cortes do Perfil
No caso de cortes do perfil, deverão ser desenhados, 100 m de perfil em linha
tracejada para cada referência de cota.
7.3.6 - Entrega dos Trabalhos Topográficos
Os trabalhos topográficos a serem entregues para o projetista são:
•
Planta definitiva do traçado, inclusive detalhes planimétricos da interconexão às
subestações e/ou RD’s e das faixas das construções ou benfeitorias existentes na faixa,
original em papel vegetal, a tinta nanquim e normógrafo ou digitalizada, através de
software aceito pela CONCESSIONÁRIA;
•
Dados do Levantamento;
•
Desenho da planta e do perfil do levantamento da faixa;
•
Eventuais levantamentos especiais na escala 1:1.000.
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7.4. Determinação da Altura de Condutores Transversais
Existindo cruzamento com outras linhas de qualquer natureza, deverá ser feito um
levantamento de perfil para determinar a altura dos condutores em relação ao solo.
8. DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO
Consiste na definição do tipo do sistema, bitola dos condutores, localização e
potência dos transformadores, equipamentos de proteção e seccionamento, equipamentos
de regulação de tensão e compensação de reativos, etc.
8.1. Configuração Básica
As linhas de distribuição terão uma configuração radial e serão constituídas
preferencialmente de troncos trifásicos a quatro fios e ramais trifásicos ou monofásicos,
com neutro, sendo este multiaterrado e conectado à malha de terra da subestação,
quando a origem da RDR for a subestação, ou às malhas de terra a intervalos regulares ao
longo da linha, quando no ponto de derivação ainda não se dispuser de neutro para a
conexão com o neutro contínuo do sistema.
O tronco dos alimentadores deverá passar o mais próximo possível dos centros de
carga, e seus traçados deverão observar as recomendações do item 6.3. Os traçados dos
ramais devem ser planejados de forma a evitar extensões desnecessárias, observando
também as recomendações do item 6.3, na escolha do traçado. Os “flying taps”, caso
necessários, serão projetados conforme desenho n.º 07.
A seqüência de fases na saída da subestação, considerando-se o observador de
costas para o pórtico de saída, será da esquerda para a direita:
Fase A
placa vermelha
Fase B
placa azul
Fase C
placa branca
______________________________________________________________________________________
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A confirmação do faseamento deverá ser feita observando-se as placas indicativas
nas saídas dos alimentadores, dos pórticos das subestações, uma vez que em algumas
subestações a seqüência de fases poderá estar invertida em relação à indicada acima.
Os ramais monofásicos deverão ser projetados de modo a se conseguir o melhor
equilíbrio possível entre as três fases e indicando no projeto a fase de onde se deve
derivar.
A extensão máxima da RDR deve ser tal que não comprometa a qualidade do
serviço prestado, no que diz respeito aos níveis de tensão e confiabilidade.
8.2. Níveis de Tensão
A tensão nominal da rede primária será de 13.800 / 7.960 V; 22000/12702V e 11400
/ 6582V.
O fornecimento em tensão primária, conforme legislação em vigor; admite uma
variação no ponto de entrega, em relação à tensão nominal de + 5 % e –7 %.
Quando uma RDR alimenta uma localidade, a máxima queda de tensão primária
será a soma das quedas de tensão na RDR e na RDU da localidade.
O ramal monofásico, com comprimento superior a 26km e/ou que possua carga
instalada maior que 75kVA, deverá ser submetido à análise e aprovação da
CONCESSIONÁRIA, através do estudo e emissão da viabilidade técnica.
Para o cálculo de queda de tensão deverá ser usado o formulário próprio, conforme
modelo da tabela 3. Os coeficientes de queda de tensão a serem usados estão indicados
na tabela 4.
O limite máximo de queda de tensão para projeto é de 3%.
8.3. Dimensionamento dos Condutores
Os condutores a serem utilizados nos projetos de linha rural primária serão em
cabos de alumínio com alma de aço, CAA, nas bitolas 1/0, 4/0 AWG e 336,4MCM, cujas
características elétricas e mecânicas, estão na tabela 5. A utilização do cabo CAA 4 e 2
AWG , será feita apenas em ramais de eletrificação rural.
O alimentador rural (tronco ou ramal) deverá ser dimensionado, observando-se os
seguintes detalhes:
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•
Crescimento de carga no horizonte de projeto considerado, através da área de
planejamento da concessionária;
•
Máxima queda de tensão permitida;
•
Corrente admissível pelo condutor;
•
Custo global mínimo, que inclui a análise dos custos de instalações e das
perdas.
A queda de tensão deve ser considerada para horizonte de projeto, em condições
normais e de emergência, já considerando a instalação de equipamentos de regulação de
tensão.
A capacidade térmica dos condutores (corrente admissível) deve ser considerada
em função do carregamento em condições de emergência.
8.4. Desequilíbrio de Carga
O desequilíbrio máximo permissível em qualquer ponto da RDR será de 15%.
O desequilíbrio deve ser calculado como se segue:
Id % =|
IM =
IF − IM
| ×100
IM
I A + I B + IC
3
IM = Corrente média das fases;
IF = Corrente da fase;
Id %= Índice de desequilíbrio por fase.
Nos projetos de reforço e reforma/melhoramento, quando o desequilíbrio verificado
for superior ao valor máximo permissível, deve, sempre que possível, ser ajustado de
forma que seja atendido o limite de desequilíbrio.
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8.5. Transformadores
Deverão ser utilizados transformadores trifásicos e monofásicos com as relações
de tensão e potência definidas na tabela 6. Os transformadores devem ser instalados o
mais próximo do centro de carga do consumidor em local de fácil acesso para veículos.
8.6. Controle de Tensão e de Compensação de Reativos
Nos grandes projetos de reforma, melhoramentos e extensão, juntamente com o
dimensionamento do condutor, deverão ser analisadas as seguintes alternativas:
•
Troca de taps nos transformadores;
•
Mudança de bitola de condutores;
•
Conversão de RDR monofásica ou bifásica, em trifásica;
•
Instalação de banco de capacitores;
•
Instalação de reguladores de tensão.
Sob o aspecto técnico, a análise deve ser feita para atender aos critérios de máxima
queda de tensão permitida e máximo carregamento permitido.
Sob o aspecto econômico, devem ser abordados os custos dos investimentos e das
perdas.
A instalação de reguladores de tensão e banco de capacitores deverá ser conforme
determinação da Concessionária.
8.7. Proteção Contra Sobrecorrentes
As
diretrizes
detalhadas
de
proteção,
incluindo
critérios
de
instalação,
dimensionamento, ajustes e coordenação de equipamentos de proteção, constam na
Norma de Proteção contra sobrecorrente em Sistema de Distribuição. As principais
diretrizes critérios de instalação estão resumidas a seguir:
•
Na saída dos alimentadores nas SE de distribuição (conforme tabela 7):
- Religadores ou equipamentos com proteção de terra.
•
Nos troncos dos alimentadores:
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NDU-007
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- Em troncos interligáveis normalmente não devem ser previstos dispositivo de
proteção.
• Nos ramais e sub-ramais com extensão superior a 150m, ou em áreas
arborizadas:
- A proteção de ramais que derivam do tronco dos alimentadores deve ser feita
mediante o emprego de chaves fusíveis cujos elos são definidos de acordo com os
estudos de coordenação da proteção. Para os casos em que o estudo de coordenação do
alimentador ainda não tenha sido elaborado, os elos dos ramais devem ser determinados
preliminarmente da seguinte forma:
Demanda do ramal (sub-ramal).
Produto da extensão total do ramal (sub-ramal) pela demanda;
Dispositivo de proteção de retaguarda;
Coordenação com a proteção de retaguarda.
8.7.1- Chaves - fusíveis
8.7.1.1 - Local de instalação
Serão instaladas chaves fusíveis nos seguintes casos:
•
Em princípio, em todos os ramais derivados do alimentador tronco;
•
Após cargas cuja importância recomende maior continuidade;
•
Em todos os ramais particulares, identificando a derivação (desenho n.º 8).
•
Em alguns sub-ramais derivados de ramais longos, ou derivados de ramais
protegidos por religadores ou seccionalizadores, ou ainda quando tenham, em sua
derivação, chaves de faca.
•
Ramal com transformadores monofásicos (fase/neutro).
•
Ramais (sub-ramais) com extensão inferior a 150 m.
Neste caso não serão instalados dispositivos de proteção de derivação,
excetuando-se o caso de ramais monofásicos derivados de circuitos trifásicos, ou em
áreas arborizadas.
•
Nas derivações para atendimento a clientes em MT
______________________________________________________________________________________
NDU-007
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Poderão ser instaladas chaves fusíveis, sendo os elos dimensionados a partir da
demanda do cliente, de acordo com a tabela 11, exceto quando se tratar de alimentador
exclusivo para um cliente.
•
Nos transformadores de distribuição
Deverão ser sempre instaladas chaves fusíveis, sendo os elos dimensionados a
partir da capacidade do transformador, de acordo com as tabelas 8 e 9.
•
Nos bancos de capacitores
•
Deverão ser instaladas chaves fusíveis, com o elo dimensionado de acordo com
a tabela 10.
•
No início dos ramais com extensões até 500m, que possuem apenas um
transformador, dispensando a instalação da chave no ponto de transformação, desde que
exista visualização do ponto de transformação a partir do ponto de derivação.
OBS.: Em princípio não deverão ser instalados mais que 3(três) chaves fusíveis em
série (sem considerar a chave fusível do transformador).
Em derivação de ramal que não necessita a instalação de chave fusível, deverá ser
instalado o grampo de linha viva.
8.7.1.2 - Escolha das Chaves
Os tipos de chaves fusíveis, projetadas, deverão ser conforme NDU-010, des. N.°
42 e 43, observando-se os seguintes aspectos:
•
Deve ser seguido o mesmo critério na escolha da tensão nominal de isolamento
que o utilizado para as chaves seccionalizadoras.
8.7.1.3 - Determinação dos Elos-Fusíveis
•
Na proteção de ramais devem-se utilizar elos fusíveis, conforme tabela 11;
•
Em ramais exclusivamente com transformadores de distribuição e/ou prédios
residenciais ligados em MT, os elos serão determinados de acordo com a carga instalada
no ramal (kVA) e a demanda (kW);
•
Ramal com transformadores trifásicos, conforme tabela 9 e notas abaixo:
______________________________________________________________________________________
NDU-007
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Notas:
Para determinação do elo fusível, considerar:
•
Carga: IN(ELO) > Icarga, considerar sempre que possível a evolução do sistema
para 3 anos.
•
Coordenação: Os elos fusíveis deverão coordenar entre si para o valor da
máxima corrente de curto circuito no ponto de instalação do elo fusível protetor.
•
Sensibilidade: A corrente nominal do elo fusível deve ser menor ou igual à
quarta parte da corrente curto-circuito fase-terra mínimo no fim do trecho protegido pelo
fusível.
•
O elo fusível deve suportar a corrente transitória de magnetização durante, pelo
menos, 0,1 segundo.
8.8. Proteção contra Sobretensões
A proteção contra sobretensões na rede será feita através de pára-raios polimérico
ZnO, de tensão nominal, conforme NDU – 010, classe 71 desenho 01.
Deverão ser projetados nos seguintes pontos:
•
Em estruturas que contenham reguladores, religadores, seccionalizadores e
banco de capacitores e transformadores;
•
Em pontos de transição de rede aérea para subterrânea ou vice-versa;
•
Em estruturas em final de circuito primário que contenham transformadores de
distribuição ou não;
•
Os pára-raios devem ser instalados o mais próximo possível da bucha primária
do equipamento a ser protegido;
•
Em pontos de transição de rede aérea convencional para rede aérea protegida
ou vice-versa;
•
Na transição de RDR para RDU ou vice-versa, instalados dos dois lados;
•
Em chaves normalmente abertas, instalar nos dois lados.
______________________________________________________________________________________
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8.9. Aterramento
O aterramento da rede de distribuição obedecerá aos seguintes critérios:
•
Deverão ser aterrados com haste conforme NDU-005, item 7, todos os pára-
raios e carcaças dos religadores, seccionalizadores, reguladores, capacitores, chaves a
óleo e dos transformadores com uma malha de no mínimo 3 hastes, conforme desenhos
52 e 53 da NDU - 005. O valor da resistência de terra no local de aterramento deverá ser
menor ou igual a 20 ohms.
•
A ligação do condutor neutro, dos pára-raios e das carcaças dos equipamentos
a serem protegidos à terra, deverá ser comum e estar conectada ao condutor de
aterramento.
•
O condutor neutro deverá ser contínuo, multiaterrado e conectado à malha da
subestação.
•
Em redes de distribuição da Energisa Nova Friburgo e Energisa Minas Gerais, o
neutro deve ser em cabo # 4 AWG CAA quando as fases forem em cabo # 4 AWG CAA, #
2 AWG CAA quando as fases forem em cabo # 2 AWG CAA e # 1/0 AWG para as demais,
estar a um metro abaixo das fases, e aterrado em intervalo de aproximadamente 300 m,
através de 03 hastes, conforme desenho n.º 52 da NDU-005, de modo que nenhum ponto
da rede se distancie mais de 200 m de um ponto de aterramento.
•
Em redes de distribuição da Energisa Borborema, Energisa Sergipe e Energisa
Paraíba, o neutro deve ser em cabo # 4 AWG CAA quando as fases forem em cabo # 4
AWG CAA e # 2 AWG CAA para as demais, estar a um metro abaixo das fases, e
aterrado em intervalo de aproximadamente 300 m, através de 1(uma) haste, conforme
desenhos n.º 52 e 53 ( Energisa Borborema e Energisa Paraíba ) e n.º53 ( Energisa
Sergipe ) da NDU-005, de modo que nenhum ponto da rede se distancie mais de 200 m
de um ponto de aterramento.
•
Todo fim de rede, de MT, terá o seu neutro aterrado com uma malha.
•
Conectar o estai ao condutor neutro.
8.10. Seccionamento
O seccionamento deve ser encarado como um complemento aos recursos
operativos, e seu projeto executado depois de concluído o estudo da proteção. Deve-se
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proceder a uma análise criteriosa da localização e dos tipos de chaves a serem utilizados,
de modo a assegurar maior eficiência na continuidade e segurança no fornecimento de
energia.
Serão utilizadas as chaves seccionadoras unipolares de 400 A, para 15 kV e 25 kV
com gancho para abertura em carga tipo “loadbuster”, chaves a óleo e chaves de
transferência automática comandadas à distância. As chaves com isolamento para 15 kV
só poderão ser utilizadas após o limite de 0,5 km da orla marítima.
A localização das 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 transferência de carga de um alimentador para outro
nas interligações.
As chaves seccionadoras devem ser previstas onde não for possível a instalação de
dispositivo de proteção, seja por problema de nível de curto-circuito ou de coordenação,
nos troncos de alimentadores, nos pontos de interligação e ao longo dos mesmos, de tal
forma a dividi-los em quatro ou seis trechos, de cargas aproximadamente iguais. Devemse instalar as chaves em locais de fácil acesso e identificação.
Os critérios e o esquema básico de seccionamento e proteção estão mostrados nos
desenhos n.º 19 e 20.
Ramais longos, de uma forma geral, deverão ser seccionados aproximadamente de
5 em 5 km por chaves tipo faca, ou outros equipamentos, conforme estudos específicos.
9. DIMENSIONAMENTO MECÂNICO
Consiste na locação e dimensionamento dos postes e definição do tipo de
estruturas, em função do vão, do vento, temperatura, ângulo de deflexão, bitola dos
condutores e tipo da linha.
Uma vez definido o melhor traçado da RDR, tronco, ramais, pontos de derivação e
realizado o levantamento topográfico, deverão ser locadas, com o auxílio do gabarito, nos
desenhos de perfil e planta as estruturas necessárias ao suporte da linha ou através de
programas específicos.
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 a possíveis fatores restritivos, que poderão estar presentes na locação
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dos postes no campo, como por exemplo: locais de difícil acesso, cruzamento de rodovias,
ferrovias, linhas aéreas, pontos de derivação, localização dos pontos de carga
(transformadores), instalação de chaves e etc. Esses fatores devem ser identificados e se
possível eliminados na exploração preliminar e no anteprojeto.
A estrutura é considerada como o conjunto dos seguintes elementos básicos ou
suas combinações: postes, cruzetas, isoladores, ferragens, equipamentos e acessórios.
A configuração e dimensionamento das estruturas dependem basicamente dos
seguintes fatores:
•
Espaçamento mínimo entre as partes energizadas e destas com as
desenergizadas ou aterradas;
•
Afastamento mínimo entre condutores e outros circuitos;
•
Instalação de equipamentos;
•
Existência de circuitos físicos de telecomunicação ou sua previsão;
•
Esforços mecânicos sobre a estrutura e nos condutores.
9.1. Esforços Mecânicos
As solicitações a que estarão submetidas as estruturas de suporte da linha serão
devidas: aos esforços de tração dos condutores, à ação do vento sobre as estruturas e
os condutores, ao peso dos cabos, próprio e eventualmente de equipamentos.
Considerando-se as curvas de vento máximo e temperatura mínima, as redes de
distribuição, na área da Concessionária, serão dimensionadas para valores regionais das
velocidades de ventos e temperaturas conforme descrito abaixo:
Velocidade dos
Ventos Máximos
(km/h)
Temperatura
Regional
(°C)
Mínima
Média
Máxima
C/ Vento Máximo
Coincidente
Energisa Sergipe
Energisa Minas Gerais /
Energisa Nova Friburgo
Energisa Paraíba /
Energisa Borborema
105
95
105
Energisa Sergipe
Energisa Minas Gerais /
Energisa Nova Friburgo
Energisa Paraíba /
Energisa Borborema
15
25
60
5/0
20
60
15
25
60
20
15
20
______________________________________________________________________________________
NDU-007
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As trações máximas de esforço axial nos cabos recomendadas em Norma deverão
ser as seguintes:
1) Na hipótese de velocidade máxima de vento, o esforço de tração axial nos cabos
não poderá ser superior a 50% da carga nominal de ruptura dos mesmos.
2) Na condição de temperatura mínima, o esforço de tração axial nos cabos não
deverá ultrapassar 33% da carga de ruptura dos mesmos.
3) Na condição de trabalho de maior duração (EDS), caso não tenham sido
adotadas medidas de proteção contra efeitos da vibração, o esforço de tração axial dos
cabos máximo deverão ser conforme tabela n.º 16.
A resultante dos esforços calculada será transferida para 10cm do topo do poste e
comparada com sua resistência nominal, devendo ser, no máximo, igual a esta.
Os esforços excedentes a esse valor deverão ser absorvidos através de estais
(limitados a 20% do esforço nominal do poste).
O esforço resultante deve ser calculado pelo processo gráfico ou vetorial, nas
seguintes situações:
• Diferenças de tração;
• Em ângulos;
• Fins de rede;
• Mudança de bitolas de condutores;
• Mudança de quantidade de condutores;
• Esforços resultantes de cabos de telecomunicação telefônicos.
Redução de Tração nos Condutores
O método de redução de tração nos condutores pode ser adotado para qualquer
tipo ou bitola de condutor, desde que observadas as condições locais e normas vigentes.
Este método consiste em reduzir a tração de montagem. Aplica-se quando os esforços
resultantes exigem postes com carga nominal acima das padronizadas.
______________________________________________________________________________________
NDU-007
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VERSÃO 3.0
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V
Tr =  r
 Vb
2

 × Tb

Tb = Tensão para o vão básico (kgf)
Vb = Vão básico (m)
Tr = Tensão para o vão reduzido (kgf)
Vr = Vão reduzido (m)
9.2. Determinação das Estruturas
9.2.1 - Tipos de Estruturas e Critérios de Utilização
As estruturas primárias a serem utilizadas em RDR e os critérios de utilização estão
definidos na tabela 17, e na NDU-005.
Os gráficos para escolha de estruturas conforme desenhos 17 a 21 ( Energisa
Borborema, Energisa Sergipe e Energisa Paraíba ) e desenhos 22 a 28 ( Energisa Nova
Friburgo e Energisa Minas Gerais ) determinam para as situações de tangência e em
ângulos, a limitação máxima de cada estrutura de acordo com o vão, a bitola dos
condutores e o ângulo de deflexão da linha.
Sendo inevitável o emprego de vãos ou ângulos superiores aos previstos nos
gráficos, deverá ser especificada estrutura especial, cujo desenho deve fazer parte do
projeto, de preferência constando da própria folha do perfil onde está projetada.
Tipos e Comprimento de Postes:
Os postes a serem utilizados deverão ser de concreto duplo T. A tabela n.º 12
mostra os comprimentos e resistências dos postes e contra-postes normalmente utilizados.
Em extensões com rede secundária, deverão ser observados os critérios definidos
na norma de para Projetos de Rede Urbana.
O comprimento dos postes nos projetos de RDR é determinado pelo perfil do
terreno e pelo gabarito. Os comprimentos de postes mais usuais empregados são: 10 e 11
______________________________________________________________________________________
NDU-007
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VERSÃO 3.0
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m.
Eventualmente, poderão ser empregados postes de maior altura de modo a atender
uma das seguintes condições:
•
Travessias sobre rodovias, ferrovias e hidrovias;
•
Quando o perfil do terreno exigir poste mais elevado e, economicamente for
mais vantajoso que intercalar outra estrutura.
O comprimento e a resistência mínima dos postes para sustentar equipamentos
estão definidos na tabela n.º 13.
9.2.2 - Gráficos de Escolha de Estruturas
Os gráficos para escolha das estruturas, desenhos n.º 17 a 21 ( Energisa
Borborema, Energisa Sergipe e Energisa Paraíba ) e desenhos n.° 22 a 28 ( Energisa
Nova Friburgo e Energisa Minas Gerais ), foram calculados segundo os seguintes
parâmetros:
•
Tração de projeto calculada para condição de vento máximo e temperatura
mínima;
•
Pressão do vento atuando sobre a superfície dos condutores e estruturas;
•
Resistência mecânica do solo, poste, estais, isoladores e ferragens em geral;
•
Resistência mecânica do engastamento;
•
Vão máximo devido ao balanço dos condutores;
•
Velocidade do vento, para efeito de projeto, adotado o valor máximo.
9.2.2.1 - Engastamento
A profundidade de engastamento em função do comprimento do poste será:
E = L / 10 + 0,6
E = Engastamento (m)
L = Comprimento nominal do poste (m)
______________________________________________________________________________________
NDU-007
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Nota: Na área de concessão da Energisa Sergipe, os postes com resistência
nominal =>600daN deverão ter sua base concretada ou reforçada.
9.2.2.2 - Estaiamento
Os critérios de estaiamento de estruturas estão mostrados nos desenhos n.º 17 a
21 (Energisa Borborema, Energisa Sergipe e Energisa Paraíba) e desenhos n.° 22 a 28
(Energisa Nova Friburgo e Energisa Minas Gerais), nos gráficos para escolha de
estruturas.
Para redes monofásicas utilizar estai com cabo 6,4mm e para as redes trifásicas o
cabo 9,5mm.
Por questão de segurança, as estruturas com equipamentos só poderão ser
projetadas com estais sob consulta e aprovação escrita da concessionária.
9.2.3 - Emprego de Gabaritos
Os gabaritos para definição de altura e localização das estruturas deverão seguir os
seguintes requisitos:
•
Calculados para os tipos e seções de condutores empregados nos projetos, para
os seguintes vãos básicos de 150 m para vãos reguladores até 250 m e 400 para vãos
reguladores superiores a 250 m;
•
Cálculo do vão regulador
O vão regulador deve ser calculado para toda a linha.
Os vãos reguladores, cujos limites são as estruturas de ancoragem, são calculados
através da seguinte fórmula:
VR =
a13 + a 32 + a 33 + ...... + a n3
a1 + a 2 + a 3 + ...... + a n
Os gabaritos são construídos em material transparente de plástico, indeformável. As
curvas do gabarito serão traçadas considerando-se as escalas 1:5.000 na horizontal e
1:500 na vertical, conforme definido a seguir:
______________________________________________________________________________________
NDU-007
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•
A curva do condutor (superior) representa a catenária do condutor calculada
para a temperatura de 60° C.
•
A curva de linha de solo (inferior) que define a distância mínima de 6m do
condutor fase ao solo, a qual deverá no máximo tangenciar o perfil. Deve ser paralela a
curva do condutor.
•
Curva de arrancamento para vãos contínuos, correspondente à catenária do
condutor para uma temperatura mínima de 15° C. Considera-se que haverá arrancamento
da estrutura, quando a curva estiver acima do topo do poste, conforme mostrado no
desenho n.º 29.
•
O manuseio do gabarito deve ser sempre na vertical sobrepondo-o ao perfil, o
desenho n.º 29 ilustra sua utilização.
9.3
Características Gerais
9.3.1 - Disposição dos Condutores
Nos circuitos trifásicos, os condutores fase serão dispostos num mesmo plano
horizontal ou na disposição triangular.
9.3.2 - Altura Mínima dos Condutores
Os afastamentos mínimos entre o condutor e o solo, na condição de flecha máxima,
constam na tabela 18.
Em travessias com rodovias, ferrovias e áreas navegáveis deverão ser projetadas e
aprovadas conforme Normas específicas dos respectivos órgãos.
9.3.3 - Seqüência para o Dimensionamento Mecânico
Durante o desenvolvimento do projeto deverão ser observados ainda os seguintes
critérios:
•
Definir as estruturas nos pontos forçados, na saída de derivação e nos ângulos;
•
Determinar o tipo e a altura da estrutura em função do maior vão entre o anterior
e o posterior consultando o gráfico correspondente;
______________________________________________________________________________________
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•
Existindo diversas alternativas de projeto, em caso de trechos duvidosos, deverá
ser feita uma análise econômica com os custos comparativos das estruturas;
•
Sendo inevitável o emprego de vãos e ângulos superiores aos previstos,
poderão ser utilizadas estruturas especiais, devendo, entretanto, serem observados os
seguintes detalhes:
- Vão máximo devido ao balanço dos condutores;
- Esforços atuantes sobre os estais laterais e longitudinais.
•
Quando for necessário o emprego de estruturas em situações de arrancamento,
deverá ser usada estrutura de ancoragem com os estais correspondentes ou estrutura de
apoio, mais alta;
•
No caso de estrutura de apoio, deverão ser respeitados os ângulos de deflexão
vertical;
•
O comprimento máximo entre estruturas ancoradas deverá ser de 1,5 km para
condutor de bitola até 1/0 AWG e 1,0 km para os condutores de bitola maior;
•
Em caso de derivação da linha tronco sem a utilização de estai, o primeiro vão
do ramal deverá ser com tração reduzida e possuir comprimento máximo de 80m;
•
Aterrar e secionar as cercas transversais e paralelas à RDR nos limites da faixa
conforme desenhos 050 e 051 da NDU - 005;
•
Aumentar a distância do condutor fase à linha de solo em 0,50 m quando for
projetada com vãos acima de 300 m, porque nestas condições, o neutro da estrutura
deverá ser rebaixado em 0,50 m;
•
A distância entre os cabos fase e o neutro, em qualquer condição vento e
temperatura, não poderá ser inferior a 0,50m;
•
Deve-se evitar projetar transformadores nos postes dos troncos das RDR;
•
A última estrutura do ramal não deverá ser U2, N2 e T2 para cabos com alma;
•
Para condutores a partir de 1/0 AWG, deve ser projetada uma estrutura de
ancoragem na penúltima estrutura, utilizando-se tração reduzida entre esta e a última
estrutura, desde que o vão não ultrapasse 80 m;
•
Indicar no desenho do projeto a posição dos postes ao longo da RDR nas
diversas situações, conforme desenho n.º 32;
______________________________________________________________________________________
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•
Tipo de todas as estruturas;
•
Número, seção, tipo dos condutores e tensão nominal;
•
Distância entre vãos;
•
Numerar seqüencialmente todas as estruturas;
•
Distância da estaca mais próxima ao local da estrutura;
•
Indicação do vão regulador calculado conforme item 9.2.3 desta norma;
•
Corrente nominal das chaves fusíveis;
•
Potência dos transformadores;
•
Título e número da RDR;
•
Aterramento de estruturas e cercas;
•
Notas que se fizerem necessárias.
10. RELAÇÃO DE MATERIAL E ORÇAMENTO
Consiste em relacionar os materiais necessários à construção da linha e elaborar o
orçamento correspondente.
10.1. Relação de Material
10.1.1 - Material Orçado
Na elaboração da lista de materiais devemos observar os seguintes tópicos:
•
Na relação de materiais deverão ser previstos todos aqueles necessários para a
execução da obra, já descontados os itens e (ou) quantitativos dos materiais da rede
existente, em condições de serem reaplicados. Também devem ser relacionados, à parte,
todos os materiais retirados da rede existente, que não serão aproveitados na mesma
obra.
•
No caso dos condutores, acrescentar 2,5% no total do comprimento encontrado.
A tabela 20 de constantes dos condutores já inclui esse percentual. (No caso de se estar
utilizando o programa SIAGO, o mesmo já prevê o citado acréscimo).
•
Os materiais necessários para concretagem da base de postes e recomposição
de calçadas não devem ser relacionados.
______________________________________________________________________________________
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10.1.2 - Material Salvado
Devem ser observados os seguintes critérios nos projetos que envolvam retiradas
de materiais da rede existente:
•
Materiais aproveitáveis e devolvidos ao almoxarifado
São os materiais retirados e não aproveitados na mesma obra, mas em bom estado
de conservação e devolvidos ao almoxarifado.
O valor unitário destes materiais deve ser depreciado de acordo com a Resolução
em vigor. Tomar como referência a data de fabricação dos materiais de concreto e data
de instalação dos equipamentos.
Devem ser incluídos neste caso, também, os materiais fora de padrão em bom
estado de conservação e em condições de reutilização.
•
Materiais não aproveitáveis
São materiais em mau estado de conservação, que entram no almoxarifado como
sucata.
Estas sucatas são separadas em:
- Sucata de CA nu;
- Sucata de CA isolado;
- Sucata de CAA;
- Sucata de cobre nu;
- Sucata de cobre isolado;
- Sucata de ferro (cinta, parafuso, armação, sela, etc.);
- Sucata de madeira (cruzeta, contra-poste, poste);
- Sucata de porcelana (isoladores);
- Sucata de concreto (poste, cruzeta, vigas, defensas, etc.).
Estas sucatas devem ser também relacionadas no formulário resumo de orçamento,
especificando somente a quantidade dos materiais.
Não devem ser considerados os materiais de difícil retirada (haste de terra, tora de
madeira, etc) que serão abandonados no local em que estão instalados.
______________________________________________________________________________________
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10.2. Mão-de-Obra
O cálculo de mão-de-obra é feito identificando-se os diversos tipos de serviços
previstos na execução da obra, conforme tabela da Concessionária.
11. APRESENTAÇÃO DO PROJETO
11.1. Documentos do Projeto
Os seguintes documentos devem fazer parte de um projeto:
•
Desenhos do projeto assinados pelo responsável técnico;
•
Demonstrativo do levantamento do(s) circuito(s);
•
Folha de cálculo de queda de tensão e corrente;
•
Relação de material;
•
ART do projeto;
•
Memorial descritivo;
•
Diagrama unifilar;
•
Autorização de passagem, quando for o caso;
•
Desenhos e informações complementares, quando for o caso;
•
Travessias;
•
Desenhos especiais;
•
Licença dos Órgãos competentes para construções em áreas de proteção
ambiental, ou atividades que necessitem de autorização dos mesmos.
11.2. Desenho do Projeto
______________________________________________________________________________________
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Deverá constar do projeto, a planta geral ou mapa chave, a planta do traçado, o
desenho do perfil e planimetria do terreno com a linha projetada, desenhos especiais e de
travessias.
11.2.1 - Planta Geral ou Mapa-Chave
Deverá ser desenhada na escala 1:25.000 e tem como finalidade dar uma visão
global do traçado da RDR, sua localização geográfica e interligação do sistema.
Serão indicadas a direção norte e os principais obstáculos que podem influir na
escolha do traçado.
Apresentar o traçado da rede de distribuição rural indicando:
•
Ponto de derivação, linha ou subestação existente e suas características;
•
Características dos condutores e tensão de operação;
•
Localização dos equipamentos de proteção e manobra;
•
Assinalar os consumidores previstos e/ou prováveis;
•
Determinar as localidades (vilas e povoados) ou grupo de consumidores a serem
atendidos.
11.2.2 - Planta do Traçado
Conforme o item 7.
11.2.3 - Perfil e Planimetria
O desenho do perfil e planimetria deverão ser executados conforme item 7. Em
uma planilha à parte, tabela 14, deverão ser relacionados: numeração seqüencial das
estacas, distância intermediária, distância progressiva e cotas das estacas, número do
projeto e nome dos consumidores.
11.2.4 - Desenhos Especiais
Serão apresentados sempre que se fizerem necessários, por imposição de
circunstâncias especiais, quando o simples desenvolvimento planimétrico não for
suficiente para definir com precisão a montagem das estruturas, a disposição dos
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NDU-007
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VERSÃO 3.0
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condutores, dos estais, estruturas não padronizadas, saída de alimentadores em
subestações, etc.
11.2.5 - Desenho de Travessia
Conforme as necessidades e as escalas recomendadas pelos órgãos envolvidos.
Ver itens 11.9, 11.10 e desenhos n.º 02 a 05.
11.2.6 - Desenhos Complementares
Deverão ser apresentados, desde que haja necessidade para melhor elucidação:
•
Detalhe da chegada e saída;
•
Detalhes de seccionamento e aterramento de cercas, etc..
11.3. Formato e Tipo de Papel
A nanquim ou plotado, o desenho do projeto deve ser feito nos formatos A1, A2, A3
ou A4 em papel vegetal.
No caso de projetos para atendimento a novas localidades, grandes loteamentos e
grandes reformas, deve ser usada cópia reproduzível do mapa semi-cadastral para o
desenho do projeto.
Havendo complexidade no projeto de reforma ou modificação, dois desenhos
devem ser feitos, sendo um para a situação de “retirar” e outro para “a instalar”.
11.4. Cálculo de Queda de Tensão
Deve constar do projeto o cálculo de queda de tensão obedecendo aos limites
fixados anteriormente. Este cálculo será efetuado utilizando os “Coeficientes Unitários de
Queda de Tensão” (% para MVA x km), correspondentes às bitolas dos condutores,
conforme indicado na tabela 4, e levando em conta o horizonte do projeto. Os cálculos
deverão ser feitos utilizando-se a tabela 3.
11.5. Cálculo de Flecha e Tensão
Deverá ser apresentado conforme tabela 15.
______________________________________________________________________________________
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11.5.1 - Forma de preenchimento
•
Trecho de Ancoragem
Deverão ser anotados os trechos com estruturas de ancoragem.
•
Vão Regulador
Anotar o valor do vão regulador calculado para o referido trecho de ancoragem.
•
Vãos Básicos
Deverá ser anotado o valor do vão básico (gabarito) utilizado no trecho.
•
Tensões
Nas colunas de tensões correspondentes a cada temperatura, os valores a serem
preenchidos serão aqueles existentes em tabela para o vão adotado (tabelas 21e 22).
•
Estruturas
Nesta coluna deverão ser anotados os tipos de estruturas existentes nos intervalos
de ancoragem. Caso não exista será o próprio trecho de ancoragem.
•
Vãos
Preencher nesta coluna os comprimentos reais entre vãos.
•
Flechas
Para determinação das flechas que não existam nas tabelas, utilizar a expressão
abaixo:
a
F2 = F1  2
 a1



2
F1 – Flecha do vão básico adotado (m)
F2 – Flecha a calcular (m)
a1 – Vão básico adotado (m)
a2 – Vão desejado (m)
______________________________________________________________________________________
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11.6. Tabela de Locação
Deverá ser apresentada conforme tabela 14.
11.6.1 - Forma de preenchimento
Nesta tabela, deverão ser colocados em seqüência: a numeração das estruturas
consideradas no perfil, tipo da estrutura, existência de aterramento, número de estais
longitudinais e laterais e valor do ângulo. Na coluna de locação deverá ser colocado o
número da estaca mais próxima ao perfil e sua distância com relação à estaca que neste
caso deverá ser notificado se a distância é para mais ou para menos.
11.7. Simbologia
Deverá ser usada a simbologia constante nos desenhos nº 31 a 33, bem como os
detalhes construtivos apresentados no desenho nº 34.
11.8. Dados que Devem Constar nos Projetos
Devem constar no desenho do projeto todos os detalhes mencionados nos itens 8 e
9 ( Dimensionamento Elétrico e Dimensionamento Mecânico ), ou seja:
•
Comprimento e resistência dos postes;
•
Especificação das estruturas;
•
Especificação de estaiamento;
•
Indicação dos vãos, em metros;
•
Tipo dos condutores;
•
Número de fases e potências dos transformadores;
•
Número de fases, bitola e tensão do primário e neutro;
•
Especificação das fases;
•
Indicação do vão regulador, quando existir mais de um vão contínuo;
______________________________________________________________________________________
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•
Número seqüencial das estruturas;
•
Corrente nominal das chaves-fusíveis dos ramais;
•
Especificação dos elos-fusíveis dos ramais;
•
Corrente nominal das chaves seccionadoras;
•
Pára-raios e aterramento;
•
Corrente nominal das bobinas série e terra, seqüência de operação e ajustes de
religadores e seccionalizadores;
•
Capacidade e ajustes de reguladores de tensão;
•
Capacidade, tipo de ajustes do comando do banco de capacitores;
•
Título e número do projeto;
•
Observações que se fizerem necessárias;
•
Assinatura do responsável técnico e número de registro no CREA.
11.9. Relação de Materiais e Determinação da Mão-de-Obra
Devem ser preparados para todos os projetos, segundo os critérios descritos no
item 10.
11.10. Desenhos e Informações Complementares
Desenho na Planta Detalhe da Linha Rural:
• Critérios para Elaboração
Para fins de cadastramento, todas as extensões ou modificações devem ser
desenhadas na planta detalhe, escala 1: 25.000.
• Formatos e Tipos de Papel
O desenho do projeto deve ser feito a tinta nanquim, em papel vegetal no original
em formatos padronizados ou digitalizado em papel de tamanho adequado.
• Simbologia
Deve ser usada a constante nos desenhos 31 a 33.
• Dados a Constar
______________________________________________________________________________________
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Devem constar no desenho da planta detalhe de rede rural os seguintes dados:
- Usinas geradoras, subestações e linhas de transmissão, todas elas com indicação
de nome e propriedade e tensão de operação das linhas de transmissão;
- Rede de Distribuição, com indicação da propriedade, caso seja particular;
- Tensão de operação;
- Número de condutores fase e neutro e bitola dos mesmos;
- Especificação das fases do primário.;
- Indicação de todos os postes e tipo de estruturas;
- Número de fases e potência do transformador;
- Corrente nominal e número operativo das chaves-fusíveis de derivações;
- Especificação dos elos-fusíveis das derivações;
- Corrente nominal de chaves seccionadoras, número operativo e indicação de
operação (NA ou NF);
- Capacidade da bobina série e bobina terra, seqüência de operação e ajustes de
religadores e seccionalizadores;
- Pára-raios e aterramento, inclusive de transformadores;
- Capacidade e ajustes de reguladores de tensão;
- Potência e tipo de ajustes do comando de banco de capacitores;
- Indicação de especificações especiais;
- Notas que se fizerem necessárias;
- Indicação do nome de todo consumidor novo no lugar reservado para os mesmos.
11.11. Atualização Cadastral das RDR Construídas
•
Projetos Elaborados pela Concessionária
Ao ser vistoriada a obra, após sua conclusão, o setor de fiscalização deverá
verificar se a construção foi executada conforme o projeto. Nesse caso dar o certificado de
“como construído” na cópia do projeto e enviá-la ao setor de mapeamento e
cadastramento. Caso contrário, mas aprovada a obra, anotar na cópia, todas as
______________________________________________________________________________________
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VERSÃO 3.0
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modificações efetuadas no projeto indicando o “como construído” e enviar a cópia ao setor
de mapeamento e cadastramento, para atualização.
•
Os
Projetos Elaborados por Empreiteiros e Aprovados pela CONCESSIONÁRIA
procedimentos
para
apresentação
e
aprovação
desses
projetos
na
Concessionária estão descritos no item 12.
Da mesma forma, o setor de fiscalização, ao vistoriar a obra, após sua conclusão,
deverá verificar a conformidade desta com o projeto.
Em caso positivo, dar o certificado “Como Construído” na cópia do projeto e enviá-la
ao setor de mapeamento e cadastramento. Caso contrário, o empreiteiro deverá atualizar
o projeto, conforme construído e enviar para a Concessionária para que a mesma o envie
ao setor de mapeamento e cadastramento, para atualização.
11.12. Travessias, Aproximação de Aeroportos e Casos Especiais
•
Deverão ser preparados os detalhes relativos a projetos de travessias sempre
que estas ocorrerem sobre ou sob estradas de rodagem federal e estadual, estradas de
ferro, rede de telecomunicações, linhas de transmissão, de distribuição, oleodutos,
gasodutos, etc.
•
Os critérios vigentes para elaboração dos desenhos de travessias constam nos
desenhos n.º 02 a 05. A aprovação dos desenhos de travessias será feita pelo setor de
projetos, que o encaminhará para as providências legais pertinentes. Quando o projeto
não for elaborado pela Concessionária, os desenhos das travessias deverão ser
apresentados para análise já aprovados pelo respectivo órgão.
•
Onde houver cruzamento da rede de distribuição com cerca de arame esta
deverá ser aterrada e o seccionamento deverá localizar-se próximo ao limite da faixa de
servidão, 7,5 m de cada lado do eixo da rede, conforme desenho 51 da NDU-005.
Quando a cerca de arame for paralela à rede de distribuição, a uma distância de até 20 m,
a cerca deverá ser aterrada a cada 250 m, conforme desenho 50 da NDU-005.
•
Não serão permitidas emendas no vão da travessia.
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•
No caso de águas não navegáveis a distância mínima nas condições do item
anterior deverá ser de 6 m.
•
Para a execução da travessia deverá ser previamente solicitada licença ao
órgão responsável.
•
No caso de projetos nas proximidades de aeroportos, deverá ser observado o
plano básico de zonas de proteção a Aeródromos, conforme desenho 01.
12. PROJETO DE RDR ELABORADO POR TERCEIROS
Os procedimentos a serem seguidos, depois de mantidos os entendimentos
preliminares com os consumidores, deverão ser os descritos a seguir:
•
A empreiteira deverá elaborar o projeto da RDR, para atendimento aos
consumidores, conforme os critérios estabelecidos nesta norma.
•
Apresentar o projeto ao setor competente da Concessionária, para análise e
aprovação. O projeto deve ser apresentado conforme o disposto no item 11 dessa norma,
em duas vias impressas ou em arquivos eletrônicos, através de carta solicitando a
aprovação de projeto (2 vias) impressas ou em arquivo eletrônico, mostrada no anexo 2 .
•
O setor competente da Concessionária terá o prazo de 30 (trinta) dias corridos
para analisar e devolver o projeto ao solicitante. Caso o projeto seja aprovado e haja
necessidade de reforma, modificação e/ou instalação de equipamentos na rede existente,
para absorver as novas cargas, sua execução fica condicionada ao atendimento dos
prazos exigidos pela legislação. Caso o projeto seja reprovado, o setor competente
indicará os motivos da reprovação para providências do solicitante, que deverá representálo, depois de corrigido, conforme indicado no item “b” anterior.
•
Anexo ao projeto deverá ser entregue, devidamente preenchido e registrado em
Cartório o termo de “Constituição Amigável de Servidão” (anexo 3), quando a rede tiver
que atravessar por propriedades de terceiros.
•
Quando a rede a ser construída derivar de rede particular, deverá ser entregue
com o projeto o “Termo de Autorização e Responsabilidade Mútua”, anexo 4, devidamente
registrada em Cartório.
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
VERSÃO 3.0
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- 45 -
• Após a conclusão da obra a empreiteira deverá entrar com o “Pedido de
Inspeção”, conforme anexo 5.
13.
•
NOTAS COMPLEMENTARES
Em qualquer tempo e sem necessidade de aviso prévio, esta Norma poderá
sofrer alterações, no seu todo ou em parte, por motivo de ordem técnica e/ou devido a
modificações na legislação vigente, de forma a que os interessados deverão,
periodicamente, consultar a Concessionária.
•
Os casos não previstos nesta norma, ou aqueles que pelas características
exigirem tratamento à parte, deverão ser previamente encaminhados à concessionária,
através de seus escritórios locais, para apreciação conjunta da área de projetos / área de
estudos.
•
É parte integrante desta norma a NDU-021 (Adendo às Normas de Distribuição
Unificadas da ENERGISA à Norma Regulamentadora Nº010 – NR 010).
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
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14. ANEXO I – AUTORIZAÇÃO DE PASSAGEM
AUTORIZAÇÃO DE PASSAGEM
Pelo
presente
instrumento
de
AUTORIZAÇÃO
__________________________________________________,
DE
PASSAGEM,
proprietário
do
Eu,
imóvel
denominado _____________________________________________________________,
localizado no ________________________________________________, no Município de
_____________________________________, autorizo de forma irretratável e irrevogável
que a CONCESSIONÁRIA, ou através da firma empreiteira autorizada para execução de
tal serviço, venha a utilizar o terreno de minha propriedade para a passagem de rede
elétrica, renunciando a qualquer forma de indenização financeira ou material,
comprometendo-me ainda a não plantar qualquer forma de vegetação cuja cultura venha a
atingir os condutores elétricos, e não utilizar o método de queimada de vegetação dentro
da faixa de 7,5 m de cada lado do eixo da rede de distribuição elétrica destinado a
passagem da mesma, bem como, na hipótese de alienação da propriedade, comunicar ao
eventual comprador, sobre a presente transação, de forma tal a mantê-la de forma boa,
firme e valiosa qualquer tempo, inclusive com herdeiros.
______________________________, de _______________de _________.
________________________________________________
Assinatura
RG:___________________________
CPF: ______________________________
CÔNJUGE: _______________________________________________________________
RG:___________________________
CPF: ______________________________
TESTEMUNHAS:
____________________________
Assinatura
CPF: ___________________________
_______________________________
Assinatura
CPF: __________________________
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
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15. ANEXO II – PEDIDO DE APROVAÇÃO DE PROJETO
(Modelo)
TIMBRE DA EMPREITEIRA
______________,_____ de ___________________de ______
A Concessionária:
___________________________________________________________
DEPD: ___________________
Assunto: Pedido de Aprovação de Projeto
Prezado Senhor:
Vimos pelo presente solicitar a Vossa Senhoria a aprovação do projeto
__________________________________________________________para atender ao(s)
cliente(s)_________________________________________________________________
________________________________________________________________________
________________________________________________________________________
________________________________________________________________________
________________________________________________________________________
________________________________________________________________________
Ramal Urbano Trifásico (
Ramal Rural
Trifásico (
Projeto n.º (
)
Obra da CONCESSIONÁRIA
N.º da ART (
)
Localidade:
)
)
(
Monofásico
Monofásico
)
(
(
Obra de Terceiros
)
)
(
)
Endereço:________________________________________________________________
________________________________________________________________________
Atenciosamente,
_________________________________________________
Responsável Técnico CREA N.º ___________
______________________________________________________________________________________
NDU-007
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16. ANEXO III – CONSTITUIÇÃO AMIGÁVEL DE SERVIDÃO
CONSTITUIÇÃO AMIGÁVEL DE SERVIDÃO
OUTORGANTE:_________________________ CPF:_____________________________
PROPRIEDADE: ________________________ REG. INCRA: ______________________
REGIÃO: _______________________________ MUNICÍPIO: _________________________
OUTORGADO:__________________________ CPF:_____________________________
PROPRIEDADE: __________________________REG. INCRA:_____________________
REGIÃO: ______________________________ MUNICÍPIO: _______________________
Pela presente “Constituição Amigável de Servidão”, e na melhor forma de direito,
fica justo e combinado entre as duas partes acima, o seguinte:
1. O OUTORGANTE declara que, na qualidade de senhor e possuidor do imóvel acima
citado, foi solicitado pelo OUTORGADO para lhe permitir utilizar-se de parte do aludido
imóvel a fim de sobre ele atravessar e construir uma linha de distribuição elétrica,
ligando a linha de distribuição da (Empresa Energética de Sergipe –
CONCESSIONÁRIA) a sua propriedade rural, ao que ele OUTORGANTE aquiesce,
estabelecendo-se, como estabelecida fica, em favor do OUTORGADO uma servidão
predial.
2. A servidão ora constituída, será exercida sobre o imóvel do OUTORGANTE em uma
faixa de terreno de 15 (quinze) metros de largura, e cujo comprimento será igual ao da
rede elétrica, sendo vedado qualquer tipo de construção ou plantação de elevado porte
na referida faixa.
Parágrafo Único: Fica contratado ainda que, os OUTORGANTES, continuarão
utilizando da área objeto da presente servidão, abstendo-se em conseqüência de
erguerem quaisquer benfeitorias ou fazerem plantações de porte elevado na área
objeto do presente contrato e, em paralelo à faixa de servidão, de árvores cujo porte
seja maior que a referida faixa, tais como Eucalipto, com o intuito de evitar a projeção
das mesmas sobre a rede.
3. Dentro da área da faixa de servidão referida, o OUTORGADO poderá, por seus
propostos, atravessar e construir a linha mencionada, ampliá-la quando julgar
conveniente, e fazer todas as obras necessárias à conservação da linha.
______________________________________________________________________________________
NDU-007
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4. Fica estabelecido entre as duas partes, que o contido neste instrumento é de caráter
irrevogável, independente de outros entendimentos e será garantido para cada um,
seus herdeiros e sucessores.
E, por haverem ajustado e combinado, mandaram elaborar este instrumento em 04(quatro)
vias de igual teor, que depois de lidas e achadas conforme, irão assinadas pelas partes
juntamente com as testemunhas abaixo, a tudo presentes.
Este instrumento será isento de imposto pelo Decreto-Lei n.º 2.281, de 05.06.40. Dão à
este, para efeitos legais, o valor de R$ ______________.
_____________________________, de ________________de __________.
_________________________
OUTORGANTE
_________________________
ESPOSA
_________________________
OUTORGADO
_________________________
ESPOSA
TESTEMUNHAS:
_________________________
CPF:
_________________________
CPF:
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
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- 50 -
17.
ANEXO
IV
-
TERMO
DE
AUTORIZAÇÃO
E
DE
RESPONSABILIDADE MÚTUA
TERMO DE AUTORIZAÇÃO E DE RESPONSABILIDADE MÚTUA
CEDENTE:________________________________ CPF:___________________________
PROPRIEDADE:___________________________ REG. INCRA:____________________
REGIÃO:__________________________________MUNICÍPIO:_____________________
CESSIONÁRIO:____________________________CPF:___________________________
PROPRIEDADE: ___________________________ REG. INCRA:____________________
REGIÃO:_________________________________ MUNICÍPIO:_____________________
Pelo presente “Termo de Autorização e de Responsabilidade Mútua” e na melhor
forma de direito, fica estabelecido, entre as partes acima, o seguinte:
1. O CEDENTE possuidor de uma linha condutora de energia elétrica, que serve a sua
propriedade acima citada, concorda e autoriza ao CESSIONÁRIO a ligar na referida
linha, um ramal para fornecimento de energia à sua propriedade.
2. O CEDENTE desde já concorda e autoriza que sejam feitas em sua linha as
modificações que se fizerem necessárias inclusive troca de postes e acessórios para a
saída do novo ramal que irá servir a propriedade do CESSIONÁRIO.
3. O CESSIONÁRIO, ao receber, como de fato recebe, esta concordância e autorização
do CEDENTE, por sua parte concorda que todas as despesas decorrentes de serviços
de manutenção, reparos, acidentes, danos a terceiros, ou qualquer outro tipo de
despesa que hajam no trecho da linha do Cedente, que vai do ponto de partida do seu
ramal até a derivação do ramal na rede da Concessionária, sejam divididas em partes
iguais entre o CEDENTE e o CESSIONÁRIO.
4. Ambas as partes concordam que o fornecimento de energia elétrica à propriedade de
uma das partes seja suspenso pela CONCESSIONÁRIA, caso a mesma constate
defeito na linha de distribuição e/ou ramal, ou mesmo quando na instalação interna de
uma das partes, se estiver prejudicando a outra.
5. Ambas as partes concordam em que a linha serve ao CEDENTE e a que servirá ao
CESSIONÁRIO ficarão definitivas como intermediárias de transporte de energia
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
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elétrica, ainda que aos mesmos não mais interesse, por qualquer motivo, que as
obrigações e responsabilidades relativas ao novo ramal ficarão a cargo do
CESSIONÁRIO.
6. Fica estabelecido entre as partes que o contido no presente TERMO é de caráter
irrevogável, independente de outros entendimentos e será garantido por si, seus
herdeiros e sucessores.
E, por haverem ajustado e combinado, mandaram elaborar este instrumento em 4
(quatro) vias de igual teor, que depois de lidas e achadas conforme, irão assinadas pelas
partes juntamente com as testemunhas abaixo, a tudo presentes.
_________________________________, de _________________ de _________.
___________________________
CEDENTE
_______________________
ESPOSA
___________________________
CESSIONÁRIO
_______________________
ESPOSA
TESTEMUNHAS:
___________________________
CPF:
_______________________
CPF:
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
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- 52 -
18. ANEXO V – INSPEÇÃO DA OBRA
(Modelo)
TIMBRE DA EMPREITEIRA
______________,_____ de ___________________de ______
A Concessionária:
Setor:
Assunto: Inspeção da obra
Prezado Senhor:
Vimos pelo presente, solicitar a V. S.a a inspeção dos serviços referentes ao
projeto,
________________________________________________________________________.
Responsável pela Obra: _____________________________________________________
Solicitante da Obra:_________________________________________________________
Local da Obra:_____________________________________________________________
N.º do Projeto:_____________________________________________________________
Descrição da Obra:_________________________________________________________
N.º ART de Construção:_____________________________________________________
Atenciosamente,
____________________________________
Responsável Técnico:
CREA Nº :
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
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- 53 -
19. TABELAS
TABELA 01 - Fatores de demanda
TABELA 02 - Fatores de multiplicação
TABELA 03 - Cálculo de queda de tensão
TABELA 04 - Coeficiente unitário de queda de tensão (%MVA x km)
TABELA 05 - Características dos cabos de alumínio CAA/CA
TABELA 06 - Características dos transformadores
TABELA 07 - Critérios orientativos para instalação de dispositivos de proteção em
RDR
TABELA 08 - Elos fusíveis para transformadores monofásicos
TABELA 09 - Elos fusíveis para transformadores trifásicos
TABELA 10 - Elos fusíveis para bancos de capacitores
TABELA 11 - Dimensionamentos dos elos fusíveis
TABELA 12 - Postes padronizados
TABELA 13 - Comprimento e resistência mínimos de poste para instalação de
equipamentos
TABELA 14 - Tabela de locação
TABELA 15 - Tabela de regulação de cabos
TABELA 16 - Condição de EDS(%) máxima por tipo de cabo
TABELA 17 - Critério de utilização de estruturas
TABELA 18 - Distâncias entre os condutores e o solo
TABELA 19 - Distâncias entre os condutores de circuitos diferentes
TABELA 20 - Pesos dos cabos
TABELA 21 - Flecha, tensão e esforço em postes (Energisa Borborema, Energisa
Sergipe e Energisa Paraíba)
TABELA 22 - Flecha, tensão e esforço em postes (Energisa Nova Friburgo e
Energisa Minas Gerais)
______________________________________________________________________________________
NDU-007
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TABELA 1
FATORES DE DEMANDA
NÚMERO DE
TRANSFORMADORES
F.D. (%)
1
2
3
4a5
6 a 10
ACIMA DE 10
100
70
60
50
40
30
TABELA 2
FATORES DE MULTIPLICAÇÃO
TAXA DE
CRESCIMENTO (%)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
ANOS
5
10
1,051
1,104
1,159
1,217
1,276
1,388
1,403
1,469
1,539
1,611
1,105
1,219
1,344
1,480
1,629
1,791
1,967
2,159
2,367
2,594
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
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- 55 -
TABELA 3 - CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO
CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO
TÍTULO DO PROJETO :
NÚMERO :
(Alimentador)
PROJETISTA :
PRIM. :
TRECHO
Descrição Comprimento
A
Primário
Secundário
B
km
100m
F.T.
CARGA
Distribuída
no Trecho
C
MVA
kVA
ORGÃO:__________
FOLHA: __________
DATA: ___________
Acumulada
no fim do
Trecho
D
MVA
kVA
QUEDA DE TENSÃO
Total
E=(C/2+D) B
MVA x km
kVA x 100m
CONDUTOR
Unitária
No Trecho
TOTAL
F
G
H =E x G
I
AWG
%
%
%
DEMANDA :
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
VERSÃO 3.0
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TABELA 4 ( TRIFÁSICO )
COEFICIENTES UNITÁRIOS DE QUEDA DE TENSÃO
( % PARA MVA x km )
MT TRIFÁSICO
BITOLA
DO
CONDUTOR
4
2
1/0
4/0
336,4
BITOLA
DO
CONDUTOR
4
2
1/0
4/0
336,4
BITOLA
DO
CONDUTOR
4
2
1/0
4/0
336,4
SISTEMA TRIFÁSICO
V = 11,4 kV - e . e. = 1,322 m
CONDUTOR CA
CONDUTOR CAA
COS Ø = 1
COS Ø = 0,8
COS Ø = 1
COS Ø = 0,8
1,240
1,216
1,317
1,294
0,781
0,841
0,866
0,935
0,491
0,600
0,574
0,699
0,245
0,392
0,303
0,461
0,154
0,309
0,157
0,306
SISTEMA TRIFÁSICO
V = 13,8 kV - e . e. = 1,322 m
CONDUTOR CA
CONDUTOR CAA
COS Ø = 1
COS Ø = 0,8
COS Ø = 1
COS Ø = 0,8
0,846
0,830
0,899
0,883
0,533
0,574
0,591
0,638
0,335
0,410
0,392
0,477
0,167
0,267
0,207
0,315
0,105
0,211
0,107
0,223
SISTEMA TRIFÁSICO
V = 22 kV - e . e. = 1,322 m
CONDUTOR CA
CONDUTOR CAA
COS Ø = 1
COS Ø = 0,8
COS Ø = 1
COS Ø = 0,8
0,333
0,327
0,354
0,348
0,210
0,226
0,233
0,251
0,132
0,161
0,154
0,188
0,066
0,105
0,081
0,124
0,041
0,083
0,042
0,082
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
VERSÃO 3.0
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- 57 -
TABELA 4 ( MONOFÁSICO )
COEFICIENTES UNITÁRIOS DE QUEDA DE TENSÃO
( % PARA MVA x km )
MT MONOFÁSICO
BITOLA
DO
CONDUTOR
4
2
BITOLA
DO
CONDUTOR
4
2
BITOLA
DO
CONDUTOR
4
2
SISTEMA MONOFÁSICO
V = 6,58 kV - e . e. = 0,8 m
CONDUTOR CA
CONDUTOR CAA
COS Ø = 1
COS Ø = 0,8
COS Ø = 1
COS Ø = 0,8
7,442
7,192
7,904
7,660
6,062
6,063
6,551
6,582
SISTEMA MONOFÁSICO
V = 7,9 kV - e . e. = 0,8 m
CONDUTOR CA
CONDUTOR CAA
COS Ø = 1
COS Ø = 0,8
COS Ø = 1
COS Ø = 0,8
5,078
4,980
5,394
5,299
3,198
3,444
3,547
3,828
SISTEMA MONOFÁSICO
V = 12,7 kV - e . e. = 0,8 m
CONDUTOR CA
CONDUTOR CAA
COS Ø = 1
COS Ø = 0,8
COS Ø = 1
COS Ø = 0,8
1,998
1,931
2,122
2,057
1,628
1,629
1,759
1,767
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
VERSÃO 3.0
JULHO/2012
- 58 -
TABELA 5
0,5587
0,5622
0,5576
0,5472
0,5351
0,5118
0,4290
0,5390
0,5425
0,5379
0,5275
0,5153
0,4920
0,4093
0,5203
0,5238
0,5192
0,5088
0,4967
0,4734
0,3906
AMPACIDADE T=30°C
AMB+40°C ELEV.
0,4825
0,4860
0,4814
0,4709
0,4588
0,4355
0,3528
A
CIRC. TRIFÁSICO
e.e = 1,322 m
1,7121
1,1259
0,7461
0,5962
0,4816
0,3944
0,2039
CIRC. BIFÁSICO 3 FIOS
e.e = 1,693 m
809
1229
1882
2338
2914
3677
6200
CIRC. BIFÁSICO 2 FIOS
e.e = 2,20 m
85,4
135,9
216,3
272,3
343,6
433,2
688,7
REATÂNCIA INDUTIVA
Ω / km
CIRC. MONOFÁSICO e.e = 0,80 m
RESISTÊNCIA ELÉTRICA
70°C – 60 Hz
Ω / km
TRAÇÃO DE RUPTURA
Da N
mm
PESO NOMINAL DO CABO
DIÂMETRO TOTAL DO CABO
SEÇÃO NOMINAL
2
mm
FORMAÇÃO
6/1
24,68
6,36
6/1
39,24
8,01
6/1
62,43 10,11
6/1
78,68 11,35
6/1
99,20 12,75
6/1 125,10 14,31
26/7 198,30 18,31
kg / km
SWAN
4
SPARROW
2
RAVEN
1/0
QUAIL
2/0
PIGEON
3/0
PENGUIN
4/0
LINNET
336,4
FIOS
BITOLA DO CONDUTOR
AWG
/
MCM
CÓDIGO
CARACTERÍSTICAS DOS CABOS DE ALUMÍNIO - CAA
127
171
230
267
309
358
488
-
-
0,4853
0,4679
0,4505
0,4417
0,4331
0,4237
0,4026
AMPACIDADE T=30°C
AMB+40°C ELEV
CIRC. TRIFÁSICO
e.e = 1,322 m
0,4472
0,4292
0,4122
0,4032
0,3942
0,3852
0,3632
A
CIRC. BIFÁSICO 3 FIOS
e.e = 1,693 m
1,6118
1,0145
0,6375
0,5062
0,4019
0,3184
0,2006
CIRC. BIFÁSICO 2 FIOS
e.e = 2,20m
Ω / km
393
602
883
1113
1369
1726
2813
REATÂNCIA INDUTIVA
Ω / km
CIRC. MONOFÁSICO
e.e = 0,80 m
Da N
58,3
92,7
147,5
185,9
234,4
295,6
470,0
RESISTÊNCIA ELÉTRICA
70°C (60 Hz)
Kg / km
5,88
7,42
9,36
10,51
11,80
13,25
16,90
TRAÇÃO DE RUPTURA
mm
21,15
33,63
53,51
67,44
85,03
107,20
170,50
PESO NOMINAL
DO CABO
mm2
7
7
7
7
7
7
19
DIÂMETRO TOTAL
DO CABO
FORMAÇÃO
FIOS
4
2
1/0
2/0
3/0
4/0
336,4
SEÇÃO NOMINAL
BITOLA DO CONDUTOR
ROSE
IRIS
POPPY
ASTER
PHLOX
OXLIP
TULIP
AWG
/
MCM
CÓDIGO
CARACTERÍSTICAS DOS CABOS DE ALUMÍNIO - CA
125
168
227
264
305
355
480
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
VERSÃO 3.0
JULHO/2012
- 59 -
TABELA 6
CARACTERÍSTICAS DOS TRANSFORMADORES
DESCRIÇÃO
TRANSFORMADOR
TRIFÁSICO
TRANSFORMADOR
MONOFÁSICO
TENSÃO NOMINAL (V)
11.400
6,582
CAPACIDADE EM (kVA)
15; 30; 45; 75; 112,5; 150 e 225
5; 10 ; 15 e 25
TENSÃO SUPERIOR (V)
12.000; 11.400; 10.800 e 10.200
6.928; 6.582, 6.235 e 5.889
TENSÃO INFERIOR (V)
220 / 127
230 / 115
TIPO DE LIGAÇÃO
DELTA/ESTRELA COM NEUTRO
ATERRADO
DESCRIÇÃO
TRANSFORMADOR
TRIFÁSICO
TRANSFORMADOR
MONOFÁSICO
TENSÃO NOMINAL (V)
13.800
7,967
CAPACIDADE EM (kVA)
15; 30; 45; 75; 112,5; 150 e 225
5; 10 e 15
TENSÃO SUPERIOR (V)
14.400; 13.800; 13.200 e 12.600
8.314; 7.967; 7.621 e 7.275
TENSÃO INFERIOR (V)
220 / 127 OU 380 / 220
230 / 115 OU 230
TIPO DE LIGAÇÃO
DELTA/ESTRELA
COM NEUTRO ATERRADO
TAP CENTRAL
A 3 CONDUTORES
OU 2 CONDUTORES
DESCRIÇÃO
TRANSFORMADOR
TRIFÁSICO
TRANSFORMADOR
MONOFÁSICO
TENSÃO NOMINAL (V)
22.000
12.700
CAPACIDADE EM (kVA)
15; 30; 45; 75; 112,5; 150 e 225
5; 10 ; 15 e 25
TENSÃO SUPERIOR (V)
23.100; 22.000; 20.900; 19.800
TENSÃO INFERIOR (V)
220 / 127
230 / 115
TIPO DE LIGAÇÃO
DELTA/ESTRELA
COM NEUTRO ATERRADO
TAP CENTRAL
A 3 CONDUTORES
TAP CENTRAL
A 3 CONDUTORES
13.337;12.702;12.067 e 11.432
Nota:
Na área de concessão da Energisa Sergipe, os transformadores com classe 15kV,
deverão possuir as buchas de média tensão classe 25kV.
______________________________________________________________________________________
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- 60 -
TABELA 7
CRITÉRIOS ORIENTATIVOS PARA INSTALAÇÃO
DE DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO EM RDR
PONTO
Saída do
Alimentador
Tronco
EXTENSÃO km x kVA
(m)
Demanda
Qualquer
Qualquer
Qualquer
DISPOSITIVOS
COORDENAÇÃO
DE PROTEÇÃO
PROTEÇÃO
COM A
OBSERVAÇÕES
DE
PROTEÇÃO
RETAGUARDA
DE
CH.
DISJ. RELIG. SECC.
FUS.
RETAGUARDA
Proteção
do
Barramento
A Estudar
X
Ajuste segundo
a norma de
proteção
X
Disjuntor
X
Religador
X
Número
máximo de
dispositivo: 4
Qualquer
X
Fus.
Coordena
X
Disjuntor
Fus.
Não coordena
Ramal
ou
Sub-Ramal
>150
>1600
Religador
Seccionalizador
Fus.
Coordena
Fus.
Não coordena
Fus.
Coordena
Fus.
Não coordena
X
X
No caso de
chave-fusível
Utilizar,
de preferência,
Elo tipo K
X
X
X
X
X
<1600
Qualquer
X
X
Utilizar
elo tipo K
X
Utilizar elo
tipo H e K
(Ver tabelas 8,
9 e 10)
<150
Derivação
p/ Cliente
Qualquer
≤ 225*
≤ 300**
Qualquer
Derivação
p/ Cliente
Qualquer
> 225*
> 300**
Qualquer
Transformador
Capacitor
Qualquer
X
* Energisa Nova Friburgo / Energisa Minas Gerais / Energisa Sergipe
** Energisa Borborema / Energisa Paraíba
______________________________________________________________________________________
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- 61 -
TABELA 8
ELOS - FUSÍVEIS PARA TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS
ELO- FUSÍVEL
POTÊNCIA EM kVA
6.582 V
3H
2H
1H
0,5 H
25
15
10
5
7.964 V
3H
2H
1H
0,5 H
12.700 V
2H
1H
1H
0,5 H
TABELA 9
ELOS - FUSÍVEIS PARA TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS
ELO- FUSÍVEL
POTÊNCIA EM kVA
15
30
45
75
112,5
150
225
300
11.400 V
13.800 V
22.000 V
0,5 H
1H
2H
3H
5H
8K
12 K
15 K
0,5 H
1H
2H
3H
5H
8K
10 K
12 K
0,5 H
1H
1H
2H
2H
3H
5H
8K
TABELA 10
ELOS - FUSÍVEIS PARA BANCOS DE CAPACITORES
TABELA 10A: ELOS - FUSÍVEIS PARA BANCOS DE CAPACITORES
POTÊNCIA
DO BANCO
( kVAr )
150
300
600
ELO- FUSÍVEL
ELO- FUSÍVEL
ELO- FUSÍVEL
6.582 V
6K
12 K
25 K
7.964 V
6K
10 K
20 K
12.700 V
3K
6K
12 K
______________________________________________________________________________________
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- 62 -
OBS:
1) Nas áreas de concessão da Energisa Borborema, Energisa Sergipe e
Energisa Paraíba, quando instalados em redes existentes sem neutro contínuo, e o
mesmo não esteja interligado a malha da respectiva subestação supridora a ligação
deverá ser do tipo estrela aberta.
2) Para banco de 50 e 100 kVAr, deverá ser verificada a corrente de curtocircuito no local de instalação antes de ser adotado este tipo de proteção, conforme
abaixo:
TABELA 10B: BANCO CAPACITOR DE 50 E 100 KVAr
Banco com unidade capacitiva (kVAr)
Máxima corrente de curto-circuito admissível (A)
50
100
4000
5000
TABELA 11
DIMENSIONAMENTO DOS ELOS-FUSÍVEIS
CORRENTE MÁXIMA
PERMANENTE
ADMISSÍVEL
(A)
ELOS
DO TIPO K
CORRENTE
NOMINAL
(A)
10
10
15
15
15
22,5
25
25
37,5
______________________________________________________________________________________
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- 63 -
TABELA 12 - POSTES PADRONIZADOS
COMPRIMENTO
DO POSTE
(m)
RESISTÊNCIA NOMINAL - daN
CONCRETO CIRCULAR
CONCRETO DUPLO T
Face (a/b)
150
300
75/150
150/300
600
300/600
1000
1500
500/1000
750/1500
300
600
150/300
300/600
1000
1500
500/1000
750/1500
300
150/300
600
1000
300/600
500/1000
1500
600
750/1500
300/600
1000
500/1000
1500
750/1500
10
11
12
13
TABELA 13
COMPRIMENTO E RESISTÊCIA MÍNIMAS DE POSTE PARA
INSTALAÇÃO DE EQUIPAMENTO
EQUIPAMENTO
Transformador
Monofásico
Transformador
Trifásico
Religador
Seccionalizador
Capacitor
Regulador
Chave-Fusível
Pára-Raios
Chave-Faca Uinipolar
Chave a Óleo
TIPO / POTÊNCIA
COMPRIMENTO
MÍNIMO
(m)
C.C.
D.T.
300
300
1000
1000
300
300
11
300
300
11
600*
600*
10
300
150
300
150
300
300
De 5 a 25 kVA
De 15 a 112,5kVA
≥ 150 kVA
6He4H
KF
GH e GN3
Banco de 300 e 600
Monof. até 76,2kVA
ou Banco Monof.
Qualquer
Qualquer
Qualquer
Qualquer
RESISTÊNCIA (daN)
11
11
* Para estruturas compostas com dois ou três postes.
______________________________________________________________________________________
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- 64 -
TABELA 14 - TABELA DE LOCAÇÃO
TABELA DE LOCAÇÃO
MUNICÍPIO:
TENSÃO:
OBSERVAÇÃO
ATERRAMENTO (S/N)
N.º DE ESTAI
DISTÂNCIA EM METROS
SINAL
N.º DA ESTAÇÃO
DIREITA / ESQUERDA
DATA:
LOCAÇÃO
ÂNGULO
ESFORÇO
ALTURA
TIPO DA ESTRUTURA
N.º DA ESTRUTURA
TÍTULO DO PROJETO:
PROJETISTA:
ORGÃO:
FOLHA:
POSTE
______________________________________________________________________________________
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- 65 -
TÍTULO DO PROJETO:
PROJETISTA:
Trecho de
Ancoragem
T E M P E R A T U R A (°C)
15 20 25 30 35 40 45
T E N S Õ E S (daN)
CONDUTOR ___________________________________
ESTRUTURAS
F L E C H A S (m)
DATA:
FOLHA:
ÓRGÃO:
T E M P E R A T U R A (°C)
15 20 25 30 35 40 45
______________kVA
TABELA DE REGULAÇÃO DE CABOS
TABELA 15 – TABELA DE REGULAÇÃO DE CABOS
Vãos
Vão
Básico
Vão
Reg.
______________________________________________________________________________________
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- 66 -
DERIVAÇÃO E FIM DE LINHA
TANGENTE E ÂNGULO ATÉ 60°
TANGENTE E ÂNGULO ATÉ 60°
TANGENTE E ÂNGULO
TANGENTE E ÂNGULO
ÂNGULO DE 90º
280
280
400
600
600
600
4 a 336,4
4 a 336,4
4 a 336,4
4 a 336,4
4 a 336,4
4 a 336,4
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
TRIFÁSICA
N4
TE
HT
HTE
HTT
N3
ÂNGULO E FIM DE REDE
280
4 a 336,4
TRIFÁSICA
T2 / N2
TAGENTE E ÂNGULO
280
4 a 336,4
TRIFÁSICA
T1 / N1
600-150
4a 2
MONOFÁSICO
TANGENTE E ÂNGULO COM
MUDANÇA DE TRAÇADO OU
COLOCAÇÃO DE CHAVE.
VER (NOTA 5)
U3-2
TANGENTE E ÂNGULO ATÉ 60°
600
4a 2
MONOFÁSICO
U4
DERIVAÇÃO E FIM DE LINHA
600
4a 2
MONOFÁSICO
U3
ÂNGULO E FIM DE REDE
300-150
MONOFÁSICO
U2
4a 2
MONOFÁSICO
U1
TAGENTE E ÂNGULO
UTILIZAÇÃO
300
CONDUTOR VÃO
(AWG)
MÁXIMO
4a 2
ESTRUTURA COMFIGURAÇÃO
TABELA 16
CONDIÇÃO DE EDS (%) MÁXIMA POR TIPO DE CABO
CABO
Alumínio CA
Alumínio CAA
Liga de Alumínio
21
20
18
%
TABELA 17
CRITÉRIOS DE UTILIZAÇÃO DE ESTRUTURAS
______________________________________________________________________________________
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- 67 -
TABELA 18
DISTÂNCIAS ENTRE OS CONDUTORES E O SOLO
TENSÃO NOMINAL
U(V)
NATUREZA DO
LOGRADOURO
Vias exclusivas de
pedestres em áreas
rurais
Vias exclusivas de
pedestres em áreas
urbanas
Estradas rurais e áreas
de plantio com tráfego de
máquinas agrícolas
Ruas e avenidas
Entradas de prédios e
demais locais de uso
restrito a veículos
Rodovias federais
Ferrovias não
eletrificadas e não
eletrificáveis
DISTÂNCIAS MÍNIMAS (mm)
CIRCUITO DE
COMUNICAÇÃO
E CABO DE
ATERRADOS
U ≤ 1.000
1000 < U ≤ 36.200
3.000
4.500
5.500
3.000
3.500
5.500
6.500
6.500
6.500
5.000
5.500
6.000
4.500
4.500
6.000
7.000
7.000
7.000
6.000
6.000
9.000
Notas:
1) Em ferrovias eletrificadas ou eletrificáveis, a distância mínima do condutor ao
boleto dos trilhos é de 12m para tensões até 36,2 kV, conforme ABNT NBR 14165;
2) Para tensões superiores a 36,2 kV, consultar a ABNT NBR 5422;
3) Em rodovias estaduais, a distância mínima do condutor ao solo deve obedecer à
legislação específica do órgão estadual. Na falta de regulamentação estadual,
obedecer aos valores da tabela 18.
______________________________________________________________________________________
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- 68 -
TABELA 19
DISTÂNCIAS ENTRE CONDUTORES DE CIRCUITOS DIFERENTES
DISTÂNCIAS MÍNIMAS
(mm)
TENSÃO NOMINAL
U(V)
CIRCUITO
SUPERIOR
U ≤ 1.000
CIRCUITO
INFERIOR
COMUNICAÇÃO
U ≤ 1000
1000 < U ≤15.000
15.000 < U ≤ 35.000
1000 < U ≤ 15.000 15.000 < U ≤ 36.200 36.200 < U ≤ 69.000
600
600
-
1.500
800
800
-
1.800
1.000
900
900
2.000
1.700
1.700
1.700
TABELA 20
PESO DOS CABOS
Bitola
kg/km
2,5%
TOTAL(kg/km)
ALUMÍNIO
CA
4
58,30
1,458
59,8
2
92,70
2,318
95,0
1/0
147,50
3,688
151,2
4/0
295,60
7,390
303,0
336,4
470,00
11,750
481,8
477
666,40
16,660
683,1
CAA
4
85,40
2,135
87,5
2
135,90
3,398
139,3
1/0
216,30
5,408
221,7
2/0
272,30
6,808
279,1
4/0
433,20
10,830
444,0
266
546,80
13,670
560,5
336,4
688,70
17,218
705,9
______________________________________________________________________________________
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- 69 -
TABELA 21
FLECHAS, TENSÕES E ESFORÇOS EM POSTES
(ENERGISA BORBOREMA, ENERGISA SERGIPE E ENERGISA
PARAÍBA)
TEMP
(ºC)
TENSÃO DE
MONTAGEM
(daN)
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
20º
c/vento
50
EDS(%) = 20
T
F (m)
(daN)
205
0,13
187
0,14
169
0,16
151
0,18
134
0,20
118
0,23
102
0,26
88
0,30
76
0,35
66
0,41
100
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
201
0,53
185
0,58
169
0,63
154
0,69
140
0,76
128
0,84
116
0,92
106
1,01
97
1,10
90
1,19
VÃO (m)
150
200
EDS(%) = 17,7
EDS(%) = 14,3
T
F
T
F
(daN)
(m)
(daN)
(m)
172
1,39
133
3,22
160
1,50
127
3,37
149
1,61
121
3,54
139
1,72
116
3,69
130
1,84
111
3,86
122
1,96
107
4,00
114
2,10
104
4,12
108
2,22
100
4,28
102
2,35
97
4,42
97
2,47
94
4,56
250
EDS(%) = 12,8
T
F
(daN)
(m)
114
5,85
111
6,01
108
6,18
105
6,35
102
6,54
100
6,67
98
6,81
96
6,95
94
7,10
92
7,25
300
EDS(%) = 12
T
F
(daN)
(m)
105
9,13
103
9,30
101
9,49
99
9,68
97
9,88
96
9,98
94
10,19
93
10,30
92
10,41
90
10,64
215
256
278
278
278
278
Adotada
215
256
278
278
278
278
Altura
Poste
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
238
442
278
506
301
549
301
549
301
549
301
549
241
435
282
513
304
555
304
555
304
555
304
555
246
442
287
520
309
563
309
563
309
563
309
563
450
641
531
759
576
824
576
824
576
824
576
824
454
648
535
766
580
831
580
831
580
831
580
831
459
655
540
773
585
839
585
839
585
839
585
839
662
854
784
1012
851
1.099
851
1099
851
1099
851
1099
666
860
788
1019
855
1.106
855
1106
855
1106
855
1106
672
867
794
1027
861
1.114
861
1114
861
1114
861
1114
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação
1#4(4)
1#4(4)
1#4(4)
2#4(4)
2#4(4)
2#4(4)
3#4(4)
3#4(4)
3#4(4)
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
______________________________________________________________________________________
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VERSÃO 3.0
JULHO/2012
- 70 -
TEMP
(ºC)
TENSÃO DE
MONTAGEM
(daN)
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
20º
c/vento
350
EDS(%) = 11,6
T
F
(daN)
(m)
101
12,96
100
13,09
98
13,36
96
13,64
95
13,78
94
13,93
93
14,08
92
14,23
91
14,39
90
14,55
400
EDS(%) = 11,3
T
F
(daN)
(m)
97
17,54
96
17,72
95
17,91
94
18,10
93
18,29
92
18,49
91
18,69
91
18,69
90
18,90
89
19,11
VÃO (m)
450
500
EDS(%) = 11,16
EDS(%) = 11,05
T
F
T
F
(daN)
(m)
(daN)
(m)
96
22,47
95
28,01
95
22,71
94
28,31
94
22,95
93
28,62
93
23,20
92
28,93
92
23,45
92
28,93
92
23,45
91
29,24
91
23,71
91
29,24
91
23,71
90
29,57
90
23,97
90
29,57
89
24,24
89
29,90
550
EDS(%) = 10,95
T
F
(daN)
(m)
93
34,57
93
34,57
92
34,94
91
35,32
91
35,32
90
35,71
90
35,71
90
35,71
89
36,11
89
36,11
600
EDS(%) = 10,91
T
F
(daN)
(m)
93
41,29
93
41,29
92
41,74
91
42,19
91
42,19
91
42,19
90
42,66
90
42,66
90
42,66
89
43,14
278
278
278
278
278
278
Adotada
278
278
278
278
278
278
Altura
Poste
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
301
549
301
549
301
549
301
549
301
549
301
549
304
555
304
555
304
555
304
555
304
555
304
555
309
563
309
563
309
563
309
563
309
563
309
563
576
824
576
824
576
824
576
824
576
824
576
824
580
831
580
831
580
831
580
831
580
831
580
831
585
839
585
839
585
839
585
839
585
839
585
839
851
1099
851
1099
851
1099
851
1099
851
1099
851
1099
855
1106
855
1106
855
1106
855
1106
855
1106
855
1106
861
1114
861
1114
861
1114
861
1114
861
1114
861
1114
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação
1#4(4)
1#4(4)
1#4(4)
2#4(4)
2#4(4)
2#4(4)
3#4(4)
3#4(4)
3#4(4)
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
VERSÃO 3.0
JULHO/2012
- 71 -
VÃO (m)
TEMP
(ºC)
15
TENSÃO DE
MONTAGEM
(daN)
50
100
150
200
250
300
EDS(%) = 20
T
F (m)
(daN)
315
0,13
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
308
0,55
EDS(%) = 20
T
F (m)
(daN)
298
1,28
EDS(%) = 17,88
T
F
(daN)
(m)
257
2,65
EDS(%) = 16
T
F
(daN)
(m)
221
4,80
EDS(%) = 15,02
T
F
(daN)
(m)
204
7,50
20
287
0,15
283
0,60
278
1,37
244
2,79
214
4,95
199
7,69
25
258
0,16
258
0,66
258
1,48
231
2,95
206
5,14
194
7,89
30
230
0,18
235
0,72
240
1,59
219
3,11
199
5,32
189
8,10
35
203
0,21
214
0,79
224
1,71
209
3,26
193
5,49
185
8,28
40
178
0,24
195
0,87
209
1,83
200
3,40
187
5,67
182
8,41
45
154
0,28
178
0,95
196
1,95
192
3,55
182
5,82
178
8,60
50
133
0,32
162
1,05
185
2,07
184
3,70
177
5,98
175
8,75
55
60
20º
c/vento
114
99
0,37
0,43
149
138
1,14
1,23
174
165
2,20
2,32
177
171
3,85
3,98
173
168
6,12
6,30
171
168
8,95
9,11
318
368
413
426
426
426
Adotada
318
368
413
426
426
426
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação
1#2(2)
1#2(2)
1#2(2)
2#2(2)
2#2(2)
2#2(2)
3#2(2)
3#2(2)
3#2(2)
Altura
Poste
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
340
623
389
717
434
802
446
826
446
826
446
826
343
630
393
725
437
810
450
834
450
834
450
834
349
638
398
733
443
819
455
843
455
843
455
843
654
937
753
1081
842
1210
867
1246
867
1246
867
1246
658
945
757
1089
846
1218
871
1255
871
1255
871
1255
664
953
763
1098
852
1228
877
1264
877
1264
877
1264
968
1252
1116
1444
1250
1618
1287
1667
1287
1667
1287
1667
972
1259
1121
1453
1254
1627
1292
1676
1292
1676
1292
1676
978
1268
1127
1462
1261
1637
1298
1686
1298
1686
1298
1686
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
VERSÃO 3.0
JULHO/2012
- 72 -
VÃO (m)
TEMP
(ºC)
15
TENSÃO DE
MONTAGEM
(daN)
350
400
450
500
550
600
EDS(%) = 14,47
T
F
(daN)
(m)
194
10,75
EDS(%) = 14,08
T
F
(daN)
(m)
187
14,56
EDS(%) = 13,85
T
F
(daN)
(m)
183
18,83
EDS(%) = 13,67
T
F
(daN)
(m)
179
23,68
EDS(%) = 13,54
T
F
(daN)
(m)
178
28,92
EDS(%) = 13,45
T
F
(daN)
(m)
176
34,85
20
191
10,91
185
14,72
181
19,04
178
23,81
177
29,09
175
35,04
25
187
11,15
182
14,96
179
19,25
176
24,08
175
29,42
174
35,25
30
184
11,33
179
15,22
177
19,47
174
24,36
173
29,76
173
35,45
35
181
11,52
177
15,39
175
19,69
173
24,50
172
29,93
172
35,66
40
178
11,71
175
15,56
174
19,81
172
24,64
171
30,11
171
35,87
45
176
11,85
173
15,74
172
20,04
171
24,79
170
30,29
170
36,08
50
173
12,05
172
15,84
171
20,16
169
25,08
169
30,47
169
36,29
55
60
20º
c/vento
171
168
12,19
12,41
170
168
16,02
16,21
169
168
20,40
20,52
168
167
25,23
25,38
168
168
30,65
30,65
168
168
36,51
36,51
426
426
426
426
426
426
Adotada
426
426
426
426
426
426
Altura
Poste
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
446
826
446
826
446
826
446
826
446
826
446
826
450
834
450
834
450
834
450
834
450
834
450
834
455
843
455
843
455
843
455
843
455
843
455
843
867
1246
867
1246
867
1246
867
1246
867
1246
867
1246
871
1255
871
1255
871
1255
871
1255
871
1255
871
1255
877
1264
877
1264
877
1264
877
1264
877
1264
877
1264
1287
1667
1287
1667
1287
1667
1287
1667
1287
1667
1287
1667
1292
1676
1292
1676
1292
1676
1292
1676
1292
1676
1292
1676
1298
1686
1298
1686
1298
1686
1298
1686
1298
1686
1298
1686
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação
1#2(2)
1#2(2)
1#2(2)
2#2(2)
2#2(2)
2#2(2)
3#2(2)
3#2(2)
3#2(2)
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
VÃO (m)
TEMP
(ºC)
15
20
TENSÃO DE
MONTAGEM
(daN)
50
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
489
0,14
443
0,15
100
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
475
0,57
436
0,62
150
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
459
1,33
428
1,42
200
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
445
2,43
421
2,57
250
EDS(%) = 19,41
T
F
(daN)
(m)
420
4,02
402
4,20
300
EDS(%) = 18,31
T
F
(daN)
(m)
387
6,29
375
6,49
25
398
0,17
398
0,68
398
1,53
398
2,72
386
4,38
364
6,69
30
35
354
312
0,19
0,22
362
330
0,75
0,82
371
346
1,64
1,76
377
359
2,87
3,02
371
357
4,56
4,74
354
344
6,87
7,07
40
272
0,25
301
0,90
324
1,88
342
3,17
345
4,90
335
7,26
45
235
0,29
274
0,99
304
2,00
326
3,32
333
5,08
327
7,44
50
55
60
20º
c/vento
203
175
153
0,33
0,39
0,44
251
231
214
1,08
1,17
1,27
287
271
257
2,12
2,25
2,37
312
299
288
3,47
3,62
3,76
322
312
303
5,25
5,42
5,58
319
312
305
7,63
7,80
7,98
478
536
589
633
656
656
Adotada
489
536
589
633
656
656
Altura
Poste
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
1474
1757
1613
1941
1.770
2.138
1900
2279
1969
2348
1969
2348
1479
1766
1618
1950
1.775
2.148
1906
2289
1975
2358
1975
2358
1485
1775
1625
1960
1.782
2.158
1913
2300
1982
2369
1982
2369
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação
3#1/0(2)
3#1/0(2)
3#1/0(2)
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
VERSÃO 3.0
JULHO/2012
- 73 -
TEMP
(ºC)
15
20
TENSÃO DE
MONTAGEM
(daN)
350
EDS(%) = 17,6
T
F
(daN)
(m)
366
9,05
358
9,25
25
30
350
342
35
40
400
EDS(%) = 17,14
T
F
(daN)
(m)
353
12,26
347
12,48
VÃO (m)
450
500
EDS(%) = 16,8
EDS(%) = 16,6
T
F
T
F
(daN)
(m)
(daN)
(m)
343
15,96
337
20,06
339
16,15
334
20,24
550
EDS(%) = 16,42
T
F
(daN)
(m)
332
24,60
329
24,82
600
EDS(%) = 16,29
T
F
(daN)
(m)
329
29,60
327
29,78
9,47
9,69
341
335
12,70
12,92
334
329
16,39
16,64
330
326
20,48
20,73
326
323
25,05
25,28
324
321
30,06
30,34
336
9,86
330
13,12
326
16,80
323
20,93
320
25,52
319
30,53
329
10,07
325
13,32
322
17,00
320
21,12
318
25,68
317
30,72
45
323
10,26
321
13,49
318
17,22
317
21,32
315
25,92
315
30,92
50
317
10,45
316
13,70
315
17,38
314
21,53
313
26,09
313
31,11
55
60
20º
c/vento
312
307
10,62
10,79
312
308
13,88
14,06
311
308
17,61
17,78
311
309
21,73
21,87
311
308
26,26
26,51
311
309
31,31
31,52
656
656
656
656
656
656
Adotada
656
656
656
656
656
656
Altura
Poste
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
1969
2348
1969
2348
1969
2348
1969
2348
1969
2348
1969
2348
1975
2358
1975
2358
1975
2358
1975
2358
1975
2358
1975
2358
1982
2369
1982
2369
1982
2369
1982
2369
1982
2369
1982
2369
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação
3#1/0(2)
3#1/0(2)
3#1/0(2)
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
TEMP
(ºC)
TENSÃO DE
MONTAGEM
(daN)
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
20º
c/vento
50
EDS(%) = 20
T
F (m)
(daN)
937
0,14
846
0,16
757
0,18
670
0,20
588
0,23
511
0,26
441
0,31
380
0,36
329
0,41
288
0,47
100
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
937
0,14
846
0,16
757
0,18
670
0,20
588
0,23
511
0,26
441
0,31
380
0,36
329
0,41
288
0,47
VÃO (m)
150
200
EDS(%) = 20
EDS(%) = 20
T
F
T
F
(daN)
(m)
(daN)
(m)
873
1,40
843
2,57
813
1,50
798
2,71
757
1,61
757
2,86
706
1,73
719
3,01
661
1,84
685
3,16
620
1,96
654
3,31
583
2,09
626
3,46
551
2,21
600
3,61
522
2,33
577
3,75
496
2,46
555
3,90
250
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
821
4,12
788
4,29
757
4,47
728
4,65
702
4,82
678
4,99
656
5,16
635
5,33
616
5,49
598
5,66
300
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
806
6,05
781
6,24
757
6,44
735
6,63
714
6,82
695
7,01
677
7,20
661
7,37
645
7,55
630
7,73
887
887
1.013
1062
1100
1129
Adotada
937
937
1.013
1062
1100
1129
Altura
Poste
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
2803
3087
2803
3087
3028
3397
3174
3553
3286
3665
3372
3751
2810
3097
2810
3097
3035
3408
3181
3564
3294
3677
3380
3763
2818
3107
2818
3107
3043
3420
3189
3576
3302
3689
3388
3775
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação
3#4/0(2)
3#4/0(2)
3#4/0(2)
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
VERSÃO 3.0
JULHO/2012
- 74 -
VÃO (m)
TEMP
(ºC)
15
TENSÃO DE
MONTAGEM
(daN)
350
400
450
500
550
600
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
795
8,34
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
787
11,01
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
781
14,04
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
777
17,42
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
774
21,16
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
772
25,24
20
776
8,55
772
11,22
769
14,26
767
17,65
766
21,38
764
25,51
25
30
757
739
8,76
8,97
757
743
11,44
11,66
757
745
14,48
14,71
757
747
17,88
18,12
757
749
21,63
21,86
757
750
25,74
25,99
35
40
723
708
9,17
9,37
730
717
11,87
12,08
734
724
14,94
15,14
738
729
18,34
18,56
741
733
22,10
22,34
743
737
26,23
26,44
45
693
9,57
705
12,29
714
15,35
721
18,77
726
22,56
730
26,70
50
679
9,77
693
12,50
704
15,57
713
18,98
719
22,78
724
26,92
55
60
20º
c/vento
666
654
9,96
10,14
682
672
12,70
12,89
695
686
15,77
15,98
705
697
19,20
19,42
712
705
23,00
23,23
718
712
27,14
27,37
1151
1168
1.181
1191
1200
1206
Adotada
1151
1168
1.181
1191
1200
1206
Altura
Poste
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
3438
3816
3488
3867
3526
3905
3556
3935
3583
3962
3601
3979
3445
3828
3505
3879
3534
3917
3564
3947
3590
3974
3608
3991
3453
3840
3504
3891
3542
3929
3572
3959
3599
3986
3617
4004
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação
3#4/0(2)
3#4/0(2)
3#4/0(2)
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
50
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
1562
0,14
100
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
1522
0,57
VÃO (m)
150
200
EDS(%) = 20
EDS(%) = 20
T
F
T
F
(daN)
(m)
(daN)
(m)
1472
1,32
1427
2,41
250
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
1391
3,87
300
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
1365
5,67
20
25
30
35
40
45
50
55
60
20º
c/vento
1419
1278
1140
1007
881
764
660
571
497
1397
1278
1166
1063
969
885
811
747
691
1372
1278
1192
1114
1043
980
923
872
827
1333
1278
1227
1181
1138
1099
1062
1028
997
1320
1278
1238
1202
1168
1136
1106
1078
1051
1458
1522
1.588
1642
1685
1719
Adotada
1562
1522
1.588
1642
1685
1719
Altura
Poste
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
4656
4940
4538
4866
4733
5102
4893
5272
5021
5400
5122
5500
4665
4952
4546
4878
4742
5115
4902
5286
5030
5413
5131
5514
4675
4964
4556
4891
4752
5128
4912
5299
5040
5427
5141
5528
TEMP
(ºC)
15
TENSÃO DE
MONTAGEM
(daN)
0,15
0,17
0,19
0,21
0,24
0,28
0,33
0,38
0,43
0,62
0,67
0,74
0,81
0,89
0,97
1,06
1,15
1,25
1,41
1,52
1,62
1,74
1,86
1,98
2,10
2,22
2,34
1350
1278
1212
1153
1098
1049
1004
962
925
2,55
2,69
2,84
2,99
3,14
3,28
3,43
3,58
3,72
4,04
4,21
4,38
4,55
4,73
4,89
5,06
5,23
5,39
5,87
6,06
6,26
6,44
6,63
6,82
7,00
7,18
7,37
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação
3#336,4(2)
3#336,4(2)
3#336,4(2)
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
VERSÃO 3.0
JULHO/2012
- 75 -
TEMP
(ºC)
TENSÃO DE
MONTAGEM
(daN)
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
20º
c/vento
Adotada
350
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
1347
7,83
1312
8,04
1278
8,25
1246
8,46
1217
8,66
1189
8,87
1163
9,06
1138
9,26
1115
9,45
1092
9,65
400
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
1333
10,33
1305
10,55
1278
10,77
1252
11,00
1228
11,21
1205
11,43
1184
11,63
1163
11,84
1143
12,05
1124
12,25
VÃO (m)
450
500
EDS(%) = 20
EDS(%) = 20
T
F
T
F
(daN)
(m)
(daN)
(m)
1323
13,17
1315
16,36
1300
13,41
1296
16,60
1278
13,64
1278
16,84
1257
13,86
1260
17,08
1237
14,09
1243
17,31
1218
14,31
1227
17,53
1199
14,53
1212
17,75
1182
14,74
1197
17,97
1165
14,96
1182
18,20
1149
15,17
1168
18,42
550
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
1309
19,89
1294
20,12
1278
20,37
1263
20,61
1249
20,84
1235
21,08
1222
21,30
1209
21,53
1196
21,77
1184
21,99
600
EDS(%) = 20
T
F
(daN)
(m)
1305
23,74
1291
24,00
1278
24,24
1265
24,49
1253
24,73
1241
24,96
1229
25,21
1218
25,44
1207
25,67
1196
25,90
1744
1764
1.779
1791
1801
1808
1744
1764
1.779
1791
1801
1808
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação
3#336,4(2)
3#336,4(2)
3#336,4(2)
Altura
Poste
Poste
10m
Poste
11m
Poste
12m
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
Sem
Neutro
Com
Neutro
5196
5575
5255
5634
5299
5678
5335
5714
5365
5744
5385
5764
5205
5589
5264
5648
5309
5692
5345
5728
5374
5758
5395
5778
5215
5602
5275
5662
5319
5706
5355
5742
5385
5772
5405
5792
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
______________________________________________________________________________________
NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
VERSÃO 3.0
JULHO/2012
- 76 -
TABELA 22
FLECHAS, TENSÕES E ESFORÇOS EM POSTES
(ENERGISA NOVA FRIBURGO E ENERGISA MINAS GERAIS)
CABO 4 AWG CAA
FLECHA (m)
VÃO
(m)
GRAU
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
40
60
100
140
160
200
240
260
300
340
360
400
440
460
500
540
560
600
0,07
0,08
0,08
0,09
0,1
0,11
0,13
0,14
0,16
0,19
0,22
0,17
0,18
0,2
0,21
0,23
0,26
0,28
0,32
0,36
0,4
0,45
0,49
0,52
0,56
0,6
0,65
0,71
0,77
0,84
0,92
0,99
1,08
0,99
1,05
1,13
1,2
1,29
1,38
1,47
1,57
1,68
1,79
1,9
1,32
1,4
1,49
1,58
1,68
1,79
1,9
2,02
2,13
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409
405
401
397
394
390
386
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NDU-007
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VERSÃO 3.0
JULHO/2012
- 79 -
CABO 4/0 AWG CAA
FLECHA (m)
VÃO
(m)
GRAU
0
5
10
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805
797
789
782
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NDU-007
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VERSÃO 3.0
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- 80 -
CABO 336,4 MCM CAA
FLECHA (m)
VÃO
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24,71
24,94
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TRAÇÃO DE MONTAGEM (daN)
VÃO
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1306
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NDU-007
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VERSÃO 3.0
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- 81 -
20. DESENHOS
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NDU-007
ESE/EPB/EBO/EMG/ENF
VERSÃO 3.0
JULHO/2012
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