FORNECIMENTO DE ENERGIA
ELÉTRICA NAS TENSÕES DE
69 kV, 138 kV e 230 kV
SUMÁRIO
1- TERMINOLOGIA_______________________________________ 3
2- INTRODUÇÃO ________________________________________ 5
3- LEGISLAÇÃO _________________________________________ 5
4- CONDIÇÕES GERAIS DE FORNECIMENTO ___________________ 5
4.1- TENSÃO NOMINAL: _______________________________________________ 6
4.2- PONTO DE ENTREGA: _____________________________________________ 6
4.3- LIMITE DE DEMANDA:_____________________________________________ 6
5- CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA ELÉTRICO DA COPEL _________ 7
6- ORIENTAÇÃO GERAL PARA ESTUDOS DA VIABILIDADE DO
ATENDIMENTO__________________________________________ 7
7- APRESENTAÇÃO DO PROJETO DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS: ___ 9
7.1- PROJETO ELÉTRICO ______________________________________________ 9
7.2- PROJETO DO SISTEMA DE MEDIÇÃO ________________________________ 12
7.3- PROJETO DE SISTEMA TRANSFER-TRIP ______________________________ 12
8- RESPONSABILIDADES: ________________________________ 13
9- ACORDO OPERATIVO: _________________________________ 13
10- ENERGIZAÇÃO DAS INSTALAÇÕES: ______________________ 13
11- EXIGÊNCIAS BÁSICAS DE PROJETO PARA A CONSTRUÇÃO DA
SUBESTAÇÃO __________________________________________ 14
11.1- ESTRUTURAS__________________________________________________
11.2- BARRAMENTOS ________________________________________________
11.3- ARRANJOS DE ENTRADA _________________________________________
11.4- EQUIPAMENTOS _______________________________________________
11.4.1- Seccionadoras _____________________________________________
11.4.2- Pára-Raios ________________________________________________
11.4.3- Disjuntor: _________________________________________________
11.4.4- Transformadores de Força: ___________________________________
11.5- MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO: ______________________________________
11.6- PROTEÇÃO GERAL DE ENTRADA: __________________________________
11.7- MALHA DE TERRA:______________________________________________
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20
REFERÊNCIA BIBILIOGRÁFICA ____________________________ 21
ANEXO I ______________________________________________ 22
ANEXO I ______________________________________________ 22
ANEXO II _____________________________________________ 32
1- TERMINOLOGIA
ACORDO OPERATIVO: acordo celebrado entre as partes que descreve e define
as atribuições, responsabilidades e procedimentos necessários ao relacionamento técnico-operacional entre as mesmas;
ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica, autarquia especial que tem por
finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, criada pela Lei nº 9.427 de 26 de dezembro de 1996;
“BAY”: Estrutura civil, eletromecânica e elétrica onde será montado o disjuntor,
transformadores de instrumentos e pára-raios e demais dispositivos objetivando
a interligação do circuito oriundo da contratante com a estação da contratada;
CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica: pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que atua sob autorização do poder concedente
(a União Federal) e regulação e fiscalização da ANEEL, com a finalidade de viabilizar as operações de compra e venda de energia elétrica entre os Agentes da
CCEE, restritas ao Sistema Interligado Nacional – SIN, cuja criação foi autorizada nos termos do art. 4° da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, e do Decreto n° 5.177, de 12 de agosto de 2004;
COD – Centro de Operação de Distribução: Centro responsável pela coordenação da operação e dos serviços de campo, dotado de um sistema digital que
permite monitorar e, quando necessário, telecomandar os equipamentos de sua
área de influência no sistema de distribuição;
COE – Centro de Operação de Estações: Centro de operação de subestações,
dotado de um sistema digital que lhe permite monitorar e, quando necessário,
telecomandar as subestações de sua área de influência no sistema de transmissão;
COMISSIONAMENTO: Ensaios, testes e inspeções a serem executados nos equipamentos após a montagem e antes da entrada em operação dos mesmos;
CLIENTE LIVRE: Consumidor que pode escolher seu fornecedor de energia,
desde que atenda os requisitos legais contemplados na Lei 9074, de 07 de julho
de 1995, e demais resoluções pertinentes emitidas desde essa data.
DGCL: Departamento de Grandes Clientes da Superintendência Comercial de
Distribuição;
IAP: Instituto Ambiental do Paraná;
ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico: agente, instituído pela Lei n°
9.648, de 1998, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 2004, responsável
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pela coordenação e controle da operação de geração e da transmissão de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN;
PONTO DE ENTREGA: ponto de conexão do sistema elétrico da concessionária
com as instalações elétricas da unidade consumidora, caracterizando-se como o
limite de responsabilidade do atendimento;
PROCEDIMENTOS DE REDE: documentos elaborados pelo ONS com a participação dos agentes do setor elétrico e aprovados pela ANEEL, que estabelecem os
procedimentos e requisitos técnicos necessários ao planejamento, implantação,
uso e operação do Sistema Interligado Nacional – SIN; e as responsabilidades
do ONS e dos agentes;
REDE BÁSICA: conjunto de linhas, subestações e demais equipamentos associados de tensão igual ou superior a 230 kV, conforme definido na Resolução
ANEEL nº 166, de 31 de maio de 2000;
REDE ELÉTRICA DA COPEL: conjunto integrado pelos Sistemas de Transmissão
e Distribuição da Copel;
SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA COPEL: conjunto de linhas e demais equipamentos associados de tensão inferior a 230 kV com função de distribuição direta ou em média tensão (34,5 e/ou 13,8 kV) ou através de transformadores de
distribuição;
SISTEMA DE TRANSMISSÃO DA COPEL: conjunto de linhas, subestações e demais equipamentos associados de tensão igual ou superior a 230 kV;
TENSÃO PRIMÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO: Tensão nominal de operação igual ou
superior a 2,3 kV e inferior a 230 kV.
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2- INTRODUÇÃO
O objetivo deste manual é estabelecer as condições gerais e requisitos técnicos
necessários para o fornecimento de energia elétrica às instalações consumidoras atendidas pela COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL, através de
sistemas com tensões nominais de 69 kV, 138 kV e 230 kV.
As recomendações contidas neste manual técnico não implicam em qualquer
responsabilidade da COPEL com relação à qualidade de materiais, à proteção
contra riscos e danos à propriedade, ou ainda, à segurança de terceiros.
Este manual poderá ser em qualquer tempo modificado, no todo ou em parte,
por razões de ordem técnica ou regulatória.
3- LEGISLAÇÃO
As condições de fornecimento de energia elétrica são estabelecidas pela Agencia Nacional de Energia Elétrica –ANEEL, através da Resolução N. 456, de 29 de
novembro de 2000.
Os equipamentos e instalações das unidades consumidoras deverão seguir os
requisitos exigidos pela ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas,e, na
ausência de normas específicas da ABNT, deverão ser obedecidas as últimas
edições das normas internacionais notoriamente reconhecidas.
Acessos às instalações da Copel consideradas integrantes da REDE BÁSICA (230
kV) merecem uma análise mais detalhada, devendo ser precedidas de consulta
do acessante ao Ministério das Minas e Energia – MME e de parecer de acesso
do Operador Nacional do Sistema –
ONS, nessa ordem.
A Copel poderá fornecer as orientações e informações preliminares para o
acesssante iniciar as tratativas junto ao MME.
4- CONDIÇÕES GERAIS DE FORNECIMENTO
Toda consulta e aprovação de documentação referente a estudos de viabilidade
de acesso ou a atendimento a ampliações de instalações já existentes, bem
como projetos de implantação de novas unidades consumidoras no sistema elétrico da Copel nas tensões de 69 kV, 138 kV e 230 kV, deve ser encaminhada
ao Departamento de Grandes Clientes:
Diretoria de Distribuição
Superintendência Comercial de Distribuição
Departamento de Grandes Clientes
Rua José Izidoro Biazetto, 158 – bloco C
81200 – 240
- Curitiba – PR
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A COPEL não se responsabiliza pela proteção dos equipamentos internos do
consumidor. Este deverá ser responsável pela proteção adequada e eficiente de
toda a sua instalação.
Caberá à Copel definir o ponto de conexão do acessante no sistema elétrico, a
tensão de fornecimento, bem como as obras de conexão necessárias.
Nos casos em que a opção seja pelo atendimento em 230 kV, caberá ao ONS a
definição do ponto de conexão no sistema elétrico, após aprovação do
Ministério das Minas e Energia - MME.
As opções de atendimento sempre serão indicadas considerando a qualidade e
a confiabilidade do sistema, associadas aos menores custos globais de conexão.
Os equipamentos referentes às obras de conexão da Linha de Distribuição e do
“bay” deverão atender às especificações da Copel.
Toda unidade consumidora deverá ser vistoriada antes da energização e deverá
estar com os respectivos projetos referentes à conexão aprovados pela Copel.
A conexão do acessante não poderá interferir nas condições normais de fornecimento de energia a outros acessantes já conectados ao sistema elétrico.
4.1- TENSÃO NOMINAL:
O estabelecimento dos níveis de tensão de energia elétrica, bem como a
definição dos limites de variação das tensões em regime permanente a serem
observadas pelas concessionárias e permissionárias do serviço público estão
regulamentados pelas Resoluções ANEEL 505 de 26/11/2001 e 676 de
19/12/2003.
As tensões contratadas com todos os consumidores da Copel e coincidentes
com as tensões nominais de operação do sistema são 69 kV, 138 kV e 230 kV.
4.2- PONTO DE ENTREGA:
Considera-se ponto de entrega o pórtico de entrada da subestação do cliente,
em conformidade com o disposto no Art.9 da Resolução Aneel 456/2000.
4.3- LIMITE DE DEMANDA:
Para demandas iguais ou superiores a 2500 kW, a unidade consumidora poderá
ser atendida em tensão primária de distribuição. A definição da tensão de
atendimento será feita pela COPEL, de acordo com a Resolução 456 de 29 de
novembro de 2000 da Agencia Nacional de Energia Elétrica -ANEEL,
considerando as informações do consumidor, o planejamento e a
disponibilidade do sistema.
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5- CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA ELÉTRICO DA COPEL
As características elétricas principais de planejamento do sistema de distribuição
e transmissão da COPEL são:
Características / tensão
69 kV
138 kV
230 kV
nível básico de isolamento (kV)
350
550
950
Potência de curto-circuito trifásico
2.500
5.000
16.000
simétrico máximo (MVA)
Potência de curto-circuito fase-terra
2.500
5.000
16.000
simétrico máximo (MVA)
Aterramento do sistema
Neutro efetivamente aterrado
Regulação de tensão no barramento do 65,55 a 131,10 a 218,5 a
consumidor (kV)
72,45
144,90
241,50
Proteção das linhas de transmissão
relés de distância, para faltas
entre fases, e relés direcionais
de sobrecorrente de terra,
para faltas à terra.
6- ORIENTAÇÃO GERAL PARA ESTUDOS DA VIABILIDADE DO ATENDIMENTO
Nesta fase, o consumidor poderá solicitar informações essenciais para sua
instalação elétrica para fins de estudos de viabilidade. Para verificação da
compatibilidade da instalação com o sistema elétrico da Copel, o consumidor
deverá fornecer dados técnicos essenciais para estudo de atendimento,
conforme estabelecido nos itens a seguir:
Deverá ser encaminhada à COPEL, aos cuidados do Departamento de Grandes
Clientes, uma consulta prévia contendo as seguintes informações:
•
•
•
•
•
Razão social, endereço e CNPJ do cliente;
Ramo de atividade;
Nome e endereço do responsável para tratar do assunto junto à COPEL;
Licença ambiental (licença prévia – LP ou relatório de inspeção ambiental RIA) emitida pelo Instituto Ambiental do Paraná – IAP;
Planta de situação do imóvel onde será feita a ligação, com indicação da
área destinada à subestação. A planta deverá estar referenciada a vias
públicas oficiais existentes na região ou linhas da COPEL;
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•
•
•
•
•
•
As coordenadas geográficas do local onde se pretende implantar a
subestação rebaixadora;
Data prevista para o término da subestação e início de operação comercial
da instalação;
Previsão da demanda máxima para o início do funcionamento das
instalações e para as expansões previstas nos 5 (cinco) anos subseqüentes
ao início do funcionamento;
Regime de operação (número de dias por semana e horas por dia);
Informações sobre o processo industrial que permitam caracterizar as
necessidades em termos de confiabilidade e regulação de tensão de
suprimento;
Confirmação da instalação de grupos geradores isolados do sistema com
funcionamento somente em regime de emergência. Caso este dado se
confirme, apresentar os seguintes dados:
Número de geradores;
Potência instalada;
Filosofia de operação e sistema de intertravamento.
•
Relação de cargas especiais que possam vir a causar oscilações de tensão,
desequilíbrios de corrente ou distorção na forma de onda de tensão do
sistema da COPEL, a saber:
a) Fornos elétricos a arco / fornos de indução:
•
•
•
•
•
•
•
características gerais do forno;
Potência nominal do transformador rebaixador em kVA;
potência máxima de curto-circuito do forno, vista do primário do
transformador, estando o mesmo no tap que resulte em maior tensão
secundária;
tipo de retificação e número de pulsos do retificador;
características de operação (ciclo de fusão, número de corridas por dia,
material a ser fundido, capacidade de carga do forno);
harmônicos característicos gerados (ordens e amplitudes);
existência ou não de meios de compensação de distúrbios.
b) Motores síncronos e assíncronos a partir de 500 cv:
•
•
•
•
•
•
•
tipo do motor;
potência nominal em cv;
potência requerida na condição de rotor bloqueado e plena tensão;
tipo de partida (direta, compensadora, estrela-triângulo, “soft-starters”,
inversores)
número de partidas por hora/dia;
dispositivos de partida e suas características técnicas;
tempo médio de partida.
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c) Retificadores (controlados ou não) com potência maior que 500 kW:
•
•
•
•
potência em kW;
tipo de ligação da ponte retificadora e número de pulsos;
forma da onda de corrente típica com o equipamento operando num sistema
supridor de capacidade infinita;
freqüências características resultantes da operação do equipamento e valor
das correntes harmônicas, em ampéres, em condições normais de operação
e na perda de um grupo conversor.
d) Outras cargas que também podem provocar perturbações significativas:
Inversores de freqüência para controle de motores CA, compensadores
estáticos, cargas controladas por tiristores, laminadores, tração elétrica, etc.
Partida de motores de grande porte, chaveamento de reatores, bancos de capacitores e outras cargas que provoquem variação de tensão, após o regime
transitório correspondente, não deverão exceder a ∆V% conforme expressão a
seguir:
∆V% =
15
-------3 + √n
∆V% - máxima variação percentual de tensão admissível em relação à tensão
nominal entre fases no Ponto de Entrega;
n - número de variações de tensão por minuto.
A instalação de grupos geradores próprios de consumidores em paralelo com o
sistema elétrico depende de autorização e aprovação dos respectivos projetos
pela Copel.
7- APRESENTAÇÃO DO PROJETO DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS:
7.1- PROJETO ELÉTRICO
O cliente deverá enviar o projeto ao Departamento de Grandes Clientes, em
duas etapas:
- 1ª Etapa: 2 (duas) vias para pré-análise;
- 2ª Etapa: 3 (três) vias para aprovação definitiva.
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O projeto elétrico deverá contemplar os seguintes elementos:
a) Planta de situação da subestação, com a localização do ponto de entrega de
energia, mostrando o traçado previsto para a entrada do alimentador;
b) Plantas e cortes transversais e longitudinais da subestação, edificações e
cubículos destinados à proteção , medição e transformação na subestação
receptora, incluindo os cubículos de proteção dos alimentadores em tensão
secundária, sempre que este for maior que 1KV . A escala adotada deve ser
claramente indicada. As distâncias entre as partes vivas e a terra deverão
ser cotadas;
c) Diagrama unifilar e trifilar geral com indicação esquemática da proteção,
intertravamento, inclusive a atuação dos mesmos, bem como da medição. O
diagrama unifilar deverá abranger a instalação desde o ponto e entrada de
energia até a transformação para baixa tensão. Quando houver interligação
entre os secundários destes transformadores, esta deverá figurar no
diagrama;
d) Diagrama funcional da proteção, controle, sinalização e alarme da instalação
de alta tensão, incluindo os disjuntores de transferência automática e/ou
paralelismo automático momentâneo, se for o caso;
e) Memorial descritivo, contendo de forma sucinta o sistema básico de
operação da instalação, sua filosofia e equipamentos de proteção incluindo
características dos relés empregados, detalhes do intertravamento dos
equipamentos e demais esclarecimentos necessários a boa interpretação do
projeto;
f) Especificação dos equipamentos e materiais conectados à alta tensão,
acompanhados de catálogos contendo as características técnicas dos
mesmos;
g) Características básicas dos transformadores de força com apresentação do
relatório de ensaios de rotina e desenho da placa de identificação dos
mesmos;
h) Levantamento da curva de saturação dos TC’s de proteção geral de entrada
e de medição de faturamento, quando for o caso;
Relacionar a carga instalada e a demandada, por grupos, indicando somente os
totais de cada um dos grupos a seguir:
•
Iluminação;
•
Cargas Resistivas;
•
Motores Síncronos;
•
Obs. Discriminar cada máquina com as características elétricas principais;
•
Motores Assíncronos;
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•
•
Obs: Além dos totais do grupo, discriminar os motores com potência igual
ou superior a 5% da potência de transformação da SE principal, indicando;
Potência, número de pólos, tipo de rotor, sistema e condições de partida.
Cargas Especiais (fornos a arcos e de indução, laminadores, retificadores
estáticos comandados ou não, etc);
Obs: Discriminar detalhadamente as características elétricas de cada uma
destas cargas, as quais somente poderão ser conectadas ao sistema da Copel,
após estudos relativos às perturbações que as mesmas possam provocar.
i) Banco de Capacitores;
j) Desenho da malha de terra, especificando resistividade do solo e resistência
máxima de aterramento prevista. Indicar também o tipo de acabamento
superficial do solo (grama ou brita). Cálculo de malha de terra, indicando os
valores máximos de potencial de passo e de toque suportáveis e produzidos
pela malha em pontos internos e externos, cálculo da resistência de
aterramento, conforme a norma IEEE/80 e dimensionamento dos
condutores;
k) Localização proposta para conjunto de medidores;
l) Detalhamento do cubículo destinado à instalação do conjunto de medidores
e equipamentos acessórios, com o objetivo de impedir acesso de elementos
não credenciados aos equipamentos de medição. Deverão ser claramente
indicados os dispositivos destinados à colocação do lacre (conforme o caso
especificar a medição padrão ONS descrita nos procedimentos de rede
módulo 12);
m) Cálculo de curto-circuito trifásico e fase-terra no(s) primário(s) do(s)
transformador(es) e barramento do(s) secundário(s);
n) Estudo de coordenação e seletividade das proteções (no caso de
equipamentos digitais disponibilizar o arquivo de parametrização);
o) Dimensionamento dos alimentadores: A memória de cálculo relativa ao
dimensionamento dos ramais internos nos trechos compreendidos até os
quadros de distribuição de B.T. deverá ser apresentada para análise;
p) Partida de Motores: Quando utilizado motores de indução com potência em
cv igual ou superior a 5% da potência em kVA instalado em transformação
nas SE’s do consumidor, deverá ser apresentado a memória de cálculo de
queda de tensão resultante no ponto de entrega;
q) Anotação de Responsabilidade Técnica – ART do CREA referente ao projeto
elétrico, devidamente preenchida e autenticada mecanicamente;
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r) Licença Ambiental de Operação da unidade industrial emitida pelo IAP.
7.2- PROJETO DO SISTEMA DE MEDIÇÃO
Em casos de consumidores livres, com sistema de medição de faturamento no
padrão CCEE/ONS, deverá ser apresentado o projeto do sistema de medição de
faturamento, conforme submódulo 12 dos Procedimentos de Rede.
Este projeto deverá contemplar os seguintes elementos:
a)Memorial descritivo da instalação
b)Cálculo de perdas nos cabos da instalação
c)Diagrama unifilar e trifilar da instalação
d)Diagrama elementar
e)Lista de cablagem
f)Detalhes das caixas de junção dos Transformadores de instrumentos
g)Diagrama com a disposição dos equipamentos na caixa ou painel de medição
7.3- PROJETO DE SISTEMA DE TRANSFERÊNCIA DE DISPARO (“ TRANSFERTRIP”)
Em casos específicos, o projeto do sistema de comunicação e transferência de
disparo deverá ser apresentado para aprovação.
O mesmo deve incluir:
a) Diagrama unifilar;
b) Diagramas lógicos;
c) Esquemas elementares de proteção e controle;
d) Disposição dos painéis;
e) Detalhes dos serviços auxiliares;
f) Sistema Digital de supervisão e controle;
g) Lista de fiação e cablagem.
7.4 PRAZOS PARA A APRESENTAÇÃO DA DOCUMENTAÇÃO:
O prazo para a análise dos projetos é de 30 dias após a data de apresentação
do mesmo.
Toda a documentação do consumidor deverá ser apresentada em tempo hábil
de forma a possibilitar que a análise e aprovação pela Copel ocorra com uma
antecedência mínima de 60 dias da energização das instalações.
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8- RESPONSABILIDADES:
O projeto das instalações internas é de responsabilidade do consumidor,
através de pessoa física ou jurídica devidamente habilitada pelo CREA. Todos os
desenhos referentes ao projeto devem ter a assinatura do técnico responsável
com a indicação de seu registro no CREA.
A Copel verificará a coordenação dos ajustes da proteção geral com o sistema
elétrico, apresentado pelo acessante, e certificará que os equipamentos e
arranjos propostos estão em conformidade com os requisitos necessários.
9- ACORDO OPERATIVO:
Os sistemas elétricos que interligam as concessionárias e os clientes merecem
atenção especial no que tange a desligamentos programados para manutenção
ou desligamentos involuntários decorrentes da atuação da proteção.
A instalação do cliente possui peculiaridades próprias no aspecto operacional, e
a COPEL possui filosofia, normas e instruções que regem a operação de seu
sistema elétrico. O ACORDO OPERATIVO tem por objetivo padronizar a
terminologia usada na operação e normalizar os procedimentos que envolvem a
interligação, em tensão de distribuição e transmissão, entre a COPEL e o
cliente, além de relacionar os responsáveis, de ambas as partes, pelos
procedimentos, de forma a atender às necessidades de ordem técnica, de
segurança e de confiabilidade na operação.
O ACORDO OPERATIVO é elaborado pela COPEL e encaminhado para o cliente
e deverá ser assinado antes da energização de suas instalações.
10- ENERGIZAÇÃO DAS INSTALAÇÕES:
Com o ACORDO OPERATIVO devidamente acordado e assinado por ambas as
partes, a energização definitiva das instalações dependerá de vistoria e testes
finais na subestação do consumidor, realizados pela Copel.
A aprovação da ligação ficará condicionada à emissão do relatório de vistoria
das instalações do consumidor, devidamente aprovado e assinado pelo
representante da Copel – Departamento de Grandes Clientes, conforme anexo
II.
A efetiva energização das instalações do consumidor ficará condicionada à
aprovação do projeto elétrico, incluindo o sistema de medição, pela Copel Departamento de Grandes Clientes, conforme requisitos do item 6 e da
apresentação da licença Ambiental de operação da instalação, emitida pelo IAP.
A vistoria deverá ser programada com 10 dias de antecedência e
somente será realizada após a aprovação definitiva do projeto elétrico
pela Copel e da apresentação de toda documentação necessária,
conforme itens 5 e 6.
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Nesta oportunidade, testes no sistema de comando, intertravamento,
sinalização e operação da proteção geral, dentre outros, deverão ser efetuados
com o acompanhamento da Copel.
11- EXIGÊNCIAS BÁSICAS DE PROJETO PARA A CONSTRUÇÃO DA
SUBESTAÇÃO
11.1- ESTRUTURAS
Deverão ser construídas em concreto ou aço galvanizado a fogo. A utilização de
qualquer outro material está sujeita a aprovação da COPEL.
a) Pórtico de entrada: deverá resistir a um esforço de tração, no ponto de
amarração dos condutores, conforme a tabela I:
Características / tensão
69 kV
138 kV
230 kV
Tração por cabo fase (kgf)
Tração por cabo de cobertura (kgf)
1000
600
1500
800
2000
1000
tabela I - esforços de tração, por condutor, em kgf
A altura mínima das vigas, acima do solo, é mostrada na tabela II.
Dependendo da topografia do terreno, de acessos e de proximidade com
estradas, novas medidas deverão ser adotadas pelo projetista para que fiquem
em conformidade com as normas pertinentes.
Característica / tensão
69 kV
138 kV
230 kV
Altura mínima das vigas (m)
8,00
12,00
16,00
tabela II - altura mínima das vigas, em metros
As distâncias mínimas de afastamento, no ponto de amarração dos condutores,
entre condutores fase, e entre condutor fase (externo) e a coluna do pórtico,
são mostradas na tabela III:
Características / tensão
Distância mínima entre condutores
fase no ponto de amarração (m)
Distância mínima entre condutor fase
(externo) e o centro da coluna do
pórtico (m)
69 kV
1,50
138 kV
3,00
230 kV
4,00
1,00
2,00
3,00
tabela III - distâncias mínimas no ponto de amarração dos condutores, em metros
No caso do uso de apenas um cabo de cobertura, o ângulo de proteção poderá
ser, no máximo, de 30 graus. Se forem usados dois cabos de cobertura, o
ângulo de proteção poderá ser, no máximo, de 45 graus para os condutores
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compreendidos entre os cabos de cobertura, e 30 graus para os condutores
externos.
b) Estruturas para suporte de equipamentos: deverão ser adequadas às cargas
impostas pelos equipamentos, e de altura tal que obedeça a distância mínima
de 2,50 m entre o limite inferior das superfícies isoladoras dos equipamentos e
o solo acabado.
11.2- BARRAMENTOS
a) Isoladores: devem possuir um nível básico de isolamento, conforme
mostrado na tabela IV:
Características / tensão
Nível básico de isolamento (kV)
69 kV
138 kV
230 kV
350
550
950
tabela IV - NBI dos isoladores dos barramentos
No caso de regiões industriais ou marítimas, onde o nível de poluição é mais
elevado, recomenda-se o uso de um nível de isolamento mais elevado,
conforme exemplifica a tabela V, ou a adoção de isoladores de construção
especial, resistentes à poluição.
Características / tensão
Nível básico de isolamento (kV)
69 kV
138 kV
230 kV
450
750
1050
tabela V - exemplo de NBI para regiões com níveis elevados de poluição
b) Espaçamentos mínimos: a tabela VI mostra os espaçamentos mínimos, em
centímetros, exigidos para o projeto dos barramentos:
Espaçamentos mínimos / tensão
69 kV
Entre fases
Barras rígidas (cm)
80
Barras flexíveis (cm)
125
entre fases e terra
Barras rígidas (cm)
70
Barras flexíveis (cm)
100
entre fases e solo
Barras rígidas (cm)
310
Barras flexíveis (cm)
340
138 kV
230 kV
150
250
250
400
130
200
150
270
370
430
400
510
tabela VI - espaçamentos mínimos, em centímetros
Em qualquer dos níveis de tensão, a altura mínima entre o solo acabado e a
parte inferior das porcelanas isoladoras deve ser de 2,50 m.
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Os espaçamentos para barras rígidas foram considerados sem inclusão da
flecha, ou seja, barras perfeitamente rígidas. Assim sendo, os espaçamentos
indicados não incluem as margens para flecha.
No caso de barras flexíveis, foi considerada uma flecha máxima de 32 cm para
a tensão de 69 kV, de 60 cm para a tensão de 138 kV, e de 100 cm para a
tensão de 230 kV.
11.3- ARRANJOS DE ENTRADA
O cliente deverá informar o arranjo mais adequado a suas necessidades e
submeter à aprovação da Copel – Departamento de Grandes Clientes, quanto
aos detalhes técnicos. Algumas sugestões de arranjos de entrada são
mostradas no anexo, figuras 1, 2, 3, 4 e 5.
11.4- EQUIPAMENTOS
11.4.1- Seccionadoras
Serão de tipo tripolar, de operação simultânea, com acionamento manual ou
elétrico, sendo que as seccionadoras de entrada deverão possuir dispositivos de
aterramento no lado da linha da COPEL, com bloqueio elétrico e/ou mecânico ,
e com as seguintes características mínimas (tabela VII):
Características / tensão
Corrente nominal (A)
Corrente de curta duração, em 1
segundo (kA)
69 kV
600
20
138 kV
600
20
230 kV
1250
40
Nível básico de isolamento (kV)
350
550
950
tabela VII - características mínimas das seccionadoras
As seccionadoras de entrada deverão ser mecanica e/ou eletricamente
intertravadas com os disjuntores de entrada e deverão estar perfeitamente
visíveis para constatação da abertura e fechamento quando operadas
remotamente.
11.4.2- Pára-Raios
Serão de tipo estação, classe 10 kA, próprios para sistema efetivamente
aterrado. As tensões nominais são mostradas na tabela VIII.
Deve ser empregado um conjunto de 3 (três) pára-raios por circuito de
alimentação, localizados antes das seccionadoras de entrada e ligados
diretamente aos condutores de entrada.
Características / tensão
Tensão nominal eficaz (kV)
69 kV
60
138 kV
120
230 kV
192
tabela VIII - tensões nominais dos pára-raios, em kV
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11.4.3- Disjuntor:
Deverá ser com acionamento tripolar, próprio para instalação externa, com
meio de interrupção através de gás ou óleo e mecanismo de operação à mola,
projetada para operar através de motor de corrente contínua, tensão
nominal(48/125Vcc) e com dispositivo de desligamento capaz de desempenhar
sua função, em obediência a um comando elétrico ou mecânico, em qualquer
estágio de uma operação de ligar (“trip-free”). O mecanismo de operação será
de tipo de energia acumulada, possuindo o circuito de fechamento
características de proteção anti-bombeamento (“anti-pumping”).
O tempo total de interrupção será inferior a 5 (cinco) ciclos – 83,3 ms, na base
de 60 Hz, e capacidade de ruptura simétrica mínima conforme a tabela X:
características / tensão
capacidade de ruptura simétrica
mínima (kA)
69 kV
20
138 kV
20
230 kV
40
tabela X - capacidade de ruptura simétrica mínima do disjuntor, em kA
A tensão auxiliar mínima para os circuitos de abertura e fechamento será de
48V (corrente contínua), recomendando-se 125V (corrente contínua) para essa
finalidade. O circuito de abertura será necessariamente alimentado por corrente
contínua proveniente de baterias de capacidade adequada, mantidas em regime
de flutuação automática por um carregador.
11.4.4- Transformadores de Força:
Os transformadores de força poderão ser unidades trifásicas ou unidades
monofásicas constituindo bancos trifásicos. O enrolamento primário deverá ter
ligação em estrela com isolamento pleno e neutro acessível. A bucha H0
de neutro deverá ter o mesmo valor de NBI das buchas das fases.
Quanto ao enrolamento secundário serão admitidas as seguintes ligações:
a) Triângulo
b) Estrela
Neste caso deverá haver um enrolamento terciário, conectado em triângulo
devidamente dimensionado para absorção de harmônicos e esforços de curtocircuito (potência mínima para o enrolamento terciário: 35% da nominal do
primário).
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O nível básico de isolamento mínimo para o enrolamento primário é mostrado
na tabela XI:
características / tensão
nível básico de isolamento (kV)
69 kV
350
138 kV
550
230 kV
950
tabela XI - NBI do enrolamento primário dos transformadores, em kA
Devido à ampla faixa de variação de tensão, inerente à operação dos sistemas
de transmissão, os transformadores deverão possuir comutação automática sob
carga no primário, para regulagem da tensão, com variações dadas na tabela
XII, em pelo menos 17 degraus:
características / tensão
faixa de operação do enrolamento
primário com comutador automático,
em Kv
69 kV
138 kV
58,65 a 117,30 a
72,45
144,90
230 kV
200 a
240
tabela XII - faixa de operação do enrolamento primário
11.5- Medição para Faturamento:
A medição para faturamento será feita logo após o(s) disjuntor(es) de entrada,
sendo alimentada por um ou dois conjuntos de transformadores de medida,
instalados de maneira indicada nas figuras 6, 7, 8 e 9 do anexo I ou conforme
descrita nos procedimentos de rede do ONS- Operador Nacional do Sistema
Elétrico, módulo 12, se for o caso de atendimento à consumidores livres ou
alimentados em 230 kV.
Clientes livres são responsáveis, financeiramente, pela instalação de todo o
sistema de medição de faturamento.
Caso o consumidor esteja ligado diretamente na rede básica, o medidor principal deverá possibilitar também a avaliação dos aspectos de qualidade de energia elétrica (QEE) através da medição do valor da tensão eficaz em regime
permanente e dos valores de tensão resultantes de eventos do tipo variação de
tensão de curta duração (VTCD).
a) Transformadores de potencial e corrente: a COPEL poderá fornecer conforme
o caso, os transformadores de medida. Caberá, entretanto, ao cliente a
responsabilidade de instalação dos equipamentos em questão, devendo, para
tanto, prever bases com capacidade para suportar 1000 kgf, de acordo com os
detalhes dimensionais dos transformadores, fornecidos em época oportuna.
Os transformadores de potencial e corrente, destinados à medição de
faturamento, são de uso exclusivo da COPEL, e não poderão, em princípio,
alimentar outras cargas além dos medidores de faturamento.
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Deverão ter as
respectivamente.
seguintes
classes
de
exatidão:
0,3P200
e
0,3C50
Para os casos de consumidores livres, os equipamentos devem ser fornecidos
pelo próprio consumidor, e deverão estar em conformidade com as
especificações da Copel. Neste caso, os fabricantes dos respectivos
equipamentos deverão estar homologados na Copel.
Antes do fornecimento, o consumidor deverá encaminhar à Copel Departamento de Grandes Clientes - os desenhos dos respectivos equipamentos
com as relações de transformação e classe de exatidão propostas para
aprovação.
b) Instalação dos medidores de faturamento: serão instalados conforme uma
das seguintes opções escolhidas pelo cliente:
•
•
•
em caixa apropriada, com as dimensões mostradas na figura 6 do anexo I,
fixada à parede, no interior da casa de comando da subestação;
em caixa apropriada instalada dentro de cubículo de alvenaria exclusivo, no
pátio da subestação;
em caixa apropriada, instalada dentro do painel de medição, na casa de
comando da subestação. Neste caso, o projeto do cubículo/painel de
medição deverá ser submetido à aprovação da Copel.
c) Instalação dos cabos de controle: os cabos de controle serão fornecidos,
instalados e identificados pelo cliente, desde os TP’s e TC’s de medição até a
caixa de instalação dos medidores, em número de 8 (oito), sendo 4 (quatro) na
cor vermelha, bitola 4 mm2 , e 4 (quatro) na cor preta, bitola 2,5 mm2, para
distâncias até 30 metros. Para distâncias superiores a 30 metros, o cliente
deverá entrar em contato com a COPEL. Os cabos serão instalados em
eletroduto de aço galvanizado, diâmetro 32 mm, com caixas de passagem (a
serem lacradas após instalação dos medidores) a cada 15 metros.
Os eletrodutos poderão ser instalados dentro de canaletas exclusivas ou
aproveitando-se as canaletas já existentes para cabos com outras finalidades,
desde que haja espaço para a instalação do eletroduto e caixas de passagem.
Nos casos de consumidores livres, o projeto do sistema de medição deve prever
que os condutores utilizados para interligação dos secundários dos TPs aos elementos de potencial dos medidores, devem ser especificados de modo a não
introduzir um erro na medição superior a 0,05% para fator de potência igual a
0,8.
O cabo utilizado deve ser multicondutor blindado e os condutores não utilizados
e a blindagem devem ser aterrados juntos ao painel ou cubículo de medição.
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d) Equipamentos de comunicação
Os equipamentos de comunicação deverão ser instalados em caixa
independentes em conjunto com a instalação de canal de comunicação
exclusivo com a CCEE - Câmara de Comercialização de Energia, se for o caso.
11.6- PROTEÇÃO GERAL DE ENTRADA:
a) Transformadores de corrente: os transformadores de corrente para proteção
geral de entrada serão, no mínimo, da classe de exatidão B10F20C200 ou
A10F20C200 se for o caso.
Deverão ser escolhidos e adquiridos pelo consumidor, com aprovação da
COPEL.
Os transformadores de corrente deverão ser instalados antes dos disjuntores de
entrada correspondentes, e utilizados exclusivamente para a alimentação dos
relés de proteção de entrada. Para outras finalidades, dependerá da aprovação
da COPEL. Deverão ser capazes de suportar os seguintes valores de corrente
(tabela IX):
Características / tensão
Corrente dinâmica (kA, pico)
69 kV
37,5
138 kV
37,5
230 kV
80
tabela IX - características dos TC’s para proteção geral de entrada
b) Relés de proteção: devem ser compostos de elementos temporizados e
instantâneos de sobrecorrente de fase e de neutro. Os ajustes serão definidos
com base nos valores de curto-circuito calculados pelo consumidor,
proporcionando coordenação da proteção geral de entrada com o sistema
supridor. Se necessário, poderão ser utilizados relés direcionais de
sobrecorrente. Qualquer alteração dos ajustes somente deverá ser feita com a
autorização da Copel.
Cabe ao consumidor a instalação de sistema de proteção secundária adequada
para os equipamentos internos em sua instalação.
Recomenda-se que os relés digitais devam ser adquiridos com o mesmo
protocolo de comunicação padronizado pela Copel (DNP3.0) para permitir a
integração com o sistema de automação e operação da Copel , caso seja
necessário.
11.7- MALHA DE TERRA:
A malha de terra deverá ser dimensionada para uma corrente de curto-circuito
fase-terra a ser informada ao cliente, para cada caso específico. O projeto
deverá atender às especificações da norma NBR14039, observadas as
recomendações da norma ANSI/IEEE STD 80 -1986.
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O tempo máximo adotado para eliminação do defeito será de 1 (um) segundo.
A resistência máxima de terra deverá ser de 5 (cinco) ohms, em qualquer época
do ano.
Os condutores de terra serão, preferencialmente, de cobre, facultado o uso de
condutores de aço cobreado (Copperweld ou similar).
Para instalações em até 138 kV, a bitola mínima do cabo deverá ser 70 mm2.
Para instalações com tensão superior a 138 kV a bitola mínima do cabo deverá
ser 120 mm2.
REFERÊNCIA BIBILIOGRÁFICA
NBR14039-INSTALAÇÕES DE MEDIA TENSÃO
NBR 5410- INSTALAÇÕES ELÉTRICAS DE BAIXA TENSÃO
NR-10- NORMA REGULAMENTADORA INSTALAÇOES E SERVIÇOS EM
ELETRICIDADE
ANSI/IEEE STD 80 -1986 GUIDE FOR SAFETY IN AC SUBSTATION
GROUNDING
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ANEXO I
ARRANJOS DE ENTRADAS
FIGURA 1
FIGURA 2
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22
FIGURA 3
FIGURA 4
REV.04 - MAI/2007
23
FIGURA 5
CAIXA PARA MEDIÇÃO HORO-SAZONAL
(verificar os procedimentos de rede do ONS, módulo 12, se for o caso)
FIGURA 6
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24
ARRANJO PARA TRANSFORMADORES DE CORRENTE MEDIÇÃO DA
COPEL
FIGURA 7
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25
ARRANJO PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIAL - MEDIÇÃO DA
COPEL
FIGURA 8
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26
DETALHE DA CAIXA DE DERIVAÇÃO
FIGURA 9
A caixa deverá ser conectada à malha de terra por cabo de cobre, bitola mínima
70 mm2 para instalações até 138 kV e bitola 120 mm2 para instalações com
tensão superior a 138 kV.
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FIGURA 10
REV.04 - MAI/2007
28
SISTEMA DE MEDIÇÃO
FIGURA 11
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29
FIGURA 12
REV.04 - MAI/2007
30
PLANTA DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS
FIGURA 13
CORTE DA SUBESTAÇÃO
FIGURA 14
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31
ANEXO II
COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA
COPEL
RELATÓRIO DE VISTORIA DA SUBESTAÇÃO DO ACESSANTE
ITEM
PROCEDIMENTO
R
P
A
1
Identificação e verificação da disposição dos equipamentos,
conforme o projeto
2
Inspeção visual dos equipamentos elétricos de AT e cubículos
de MT
3
Verificação das condições de acesso da Subestação
4
Verificação do sistema de aterramento da Subestação(portões,
cercas, cubículos, equipamentos e partes metálicas)
5
Sistema de sinalização(placas de advertência)
6
Verificação das instalações de medição para faturamento
7
Verificação das instalações de proteção da Subestação
8
Execução do teste de intertravamento entre seccionadora geral de entrada e o disjuntor principal
9
Verificação da abertura do disjuntor
10 Verificação da parametrização do relé principal, conforme o
estudo de proteção previamente analisado pela Copel.
11 Execução do teste para comprovação da parametrização do
relé principal nas funções instantâneas e temporizadas de fase
e de neutro nas funções de sobrecorrente 50/51, 50/51N e nas
funções direcionais 67,67N, 32, 46,81.27 e 59 , se for o caso
12 Verificação das curvas do relé principal, nas funções de
sobrecorrente instantâneas e temporizadas fase e de neutro
13 Verificação da ligação dos enrolamentos do(s) transformador(es) de força_
14 Verificação do sistema dead-line(barra viva e linha morta) na
SE Copel na SE Elevadora do acessante (para acessantes de
geração)
15 Verificação da Licença Operação Ambiental – IAP
16 Verificação da ART do projeto elétrico da instalação
R- Recusado P –Pendente(c/ressalvas) A –Aceito NA – Não Aplicável
Observações
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
Responsável pela Vistoria
______________________________________________________________________
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