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ÍNDICE
1.
OBJETIVO
2.
ÂMBITO DE APLICAÇÃO
3.
NORMAS COMPLEMENTARES
4.
DEFINIÇÕES
5.
ANTEPROJETO
6.
CONTEÚDO DE PROJETO
7.
SIMBOLOGIA
8.
LEVANTAMENTO
9.
ESTIMATIVA DE DEMANDA
10.
PROJETO CONVENCIONAL
11.
CONFIABILIDADE
12.
TENSÕES E SISTEMAS DE FORNECIMENTO
13.
DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO
14.
PROTEÇÃO
15.
DIMENSIONAMENTO MECÂNICO
16.
ANEXOS
17.
VIGÊNCIA
18.
APROVAÇÃO
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1.
OBJETIVO
Esta instrução tem como objetivo estabelecer critérios básicos para elaboração de projetos de rede
aérea de distribuição rural trifásica, nas tensões primárias de 13.8 e 34.5 kV, de modo a garantir as
condições necessárias a um adequado fornecimento de energia elétrica a um mínimo custo.
2.
AMBITO DE APLICAÇÃO
Aplica-se às áreas de planejamento, projetos, construção, fiscalização de obras, operação,
manutenção, suprimentos e controle de qualidade de redes de distribuição e subestações de energia
elétrica.
3.
NORMAS E/OU DOCUMENTOS COMPLEMENTARES
Na aplicação desta norma poderá ser necessário consultar:
- CERON NT-001 - Materiais de Distribuição - Padronização;
- CERON NT-007 - Cadastro de Rede de Distribuição
- CERON IT-002.02 - Postes de Madeira Preservados para Redes e Linhas Aéreas de Distribuição
de Energia Elétrica - Especificação;
- CERON IT-002.12 - Postes de Madeira Não Preservados para Redes e Linhas Aéreas de
Distribuição de Energia Elétrica - Especificação;
- CERON IT-003.04 - Apresentação de Projetos de Redes e Linhas de Distribuição Aérea. Procedimentos;
- CERON IT-005.04 - Execução de Obras de Distribuição – Procedimento;
- CERON IT-005.05 - Fiscalização de Obras de Distribuição - Procedimentos .
4.
DEFINIÇÕES
Os termos técnicos utilizado nesta norma estão definidos nos itens a seguir:
Sistema de Distribuição
Parte de um sistema de potência destinado à distribuição de energia elétrica.
Subestação de Distribuição
Subestação abaixadora que alimenta um sistema de distribuição.
Subestação de Consumidor
Instalação, abrigada ou não, destinada à transformação de energia elétrica no ponto de consumo.
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Linha Elétrica
Instalação elétrica destinada ao transporte de energia elétrica.
Linha Aérea
Instalação elétrica em que os condutores, geralmente nus, ficam elevados em relação ao solo e
afastados de outras superfícies, que não os respectivos suportes.
Rede de Distribuição
Conjunto de linhas elétricas com os equipamentos e materiais diretamente associados, destinados à
distribuição de energia elétrica.
Rede Primária
Parte de uma rede de distribuição que alimenta transformadores de distribuição e/ou pontos de
entrega sob uma mesma tensão primária nominal.
Rede Secundária
Parte de uma rede de distribuição alimentada pelo secundário dos transformadores de distribuição.
Rede Urbana
Rede de distribuição situada dentro do perímetro urbano de cidades, vilas e povoados.
Rede Rural
Rede de distribuição situada fora do perímetro urbano de cidades, vilas e povoados.
Alimentador de distribuição
Parte de uma rede primária numa determinada área de uma localidade, que alimenta, diretamente
ou por intermédio de seus ramais, transformadores de distribuição do Concessionário e/ou de
consumidores.
Tronco de Alimentador
Parte de um alimentador de distribuição que transporta a parcela principal da carga total.
Ramal de Ligação
Conjunto de condutores e acessórios que ligam uma rede de distribuição a uma ou mais unidades
de consumo.
Demanda
Média das potências elétricas instantâneas solicitadas por consumidor ou Concessionário, durante
um período especificado.
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Demanda Máxima
Maior demanda verificada durante um intervalo de tempo especificado. Razão da quantidade de
energia elétrica consumida durante um intervalo de tempo especificado, para esse intervalo.
Demanda não Coincidente
Soma das demandas individuais, referentes a instantes ou intervalos de medição não coincidente ao
longo de um determinado intervalo de tempo.
Demanda Simultânea
Soma das demandas verificadas no mesmo intervalo de tempo especificado.
Demanda Simultânea Máxima
Maior das demandas simultâneas registradas durante um intervalo de tempo especificado.
Fator de Simultaneidade
Razão da demanda simultânea máxima de um conjunto de equipamento ou instalações elétricas,
pela soma das demandas máximas individuais ocorridas no mesmo intervalo de tempo
especificado.
Fator de Carga
Carga de demanda média pela demanda máxima ocorridas no mesmo intervalo de tempo
especificado.
Fator de Demanda
Razão de demanda máxima num intervalo de tempo especificado, pela carga instalada total.
DM = MW
MVA
Fator de Diversidade
Razão da soma das demandas máximas individuais de um conjunto de equipamento ou instalações
elétricas, pela demanda simultânea máxima ocorrida no intervalo de tempo especificado.
Fator de Utilização
Razão da demanda máxima ocorrida num intervalo de tempo especificado, pela potência instalada.
Queda de Tensão
Diferença entre as tensões elétricas existentes em dois pontos de um circuito elétrico, observada no
mesmo instante.
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5.
ANTEPROJETO
5.1.
Planejamento Básico
A elaboração do projeto deverá ser precedida de uma análise das condições dos locais, de um
levantamento de dados característicos do sistema elétrico disponível e da obtenção de
elementos básicos tais como: planta de situação atualizada, levantamento cadastral e de
carga, previsão de demanda, traçado, definição da tensão primária, previsão de condutores e
doação de ramais e redes rurais existentes.
Tem também o objetivo de consultar a CERON sobre a viabilidade do fornecimento de
energia e a forma de atendimento.
Deverá ser analisada a possibilidade de interligação do sistema.
5.1.1. Planta de Situação
Serão utilizadas como básicas as plantas nas escalas 1:50000 e 1:25000 em
coordenadas geográficas preferencialmente UTM.
5.1.2. Levantamento Cadastral
Consiste no levantamento físico e das características de carga dos consumidores,
localizados em planta, tendo em vista a determinação da demanda inicial.
No caso de consumidores rurais, deverão ser analisadas as possibilidades de
eletrificação a curto prazo das propriedades da área, devendo ser efetuado o
levantamento de carga de acordo com os critérios estabelecidos no item 8.
5.1.3. Previsão de Carga
Dependendo das condições da área considerada, recomenda-se que seja efetuada
previsão para 10 anos, de acordo com os estudos de previsão de carga, elaborados pela
área de planejamento da distribuição da CERON.
5.1.4. Demanda
A demanda inicial será calculada ou estimada, conforme o item 9, em função do tipo
de projeto e característica da área.
5.1.5. Exploração do Traçado
É uma das fases mais importantes na execução do projeto. É nesta fase que todas as
condições existentes, do projeto e do terreno devem ser avaliadas inclusive as
possíveis condições futuras.
5.1.6. Doação de Redes Existentes
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Este aspecto deve ser considerado, uma vez que a existência de redes particulares
deverá ser integrada ao projeto com vantagens para a Concessionária e para o
proprietário, bem como as redes a serem construídas.
5.2.
Limites de Queda de Tensão
Os limites de queda de tensão serão fixados em função do perfil de tensão adotado, para
atender aos limites de variação de tensão previstos na portaria 047/DNAEE/78.
5.3.
Viabilidade Técnica
A correta verificação da viabilidade técnica de execução de um traçado é de grande
importância, pois evita que ocorram imprevistos por ocasião da execução do projeto,
provocando modificações no projeto original com conseqüente alteração no custo da obra.
6.
CONTEÚDO DO PROJETO
O projeto elaborado a partir de mapas e plantas atualizados da área abrangida pela rede de
distribuição rural, será composto de uma planta geral ou mapa chave, planta do traçado, de uma
projeção vertical e correspondente planta do perfil do caminhamento da linha e de desenhos de
detalhes quando necessário.
7.
SIMBOLOGIA
A simbologia a ser observada para representação gráfica em projetos, deverá seguir o estabelecido
pela NT-007 – Cadastro de Rede de Distribuição.
8.
LEVANTAMENTO DE CARGA
A consideração de carga em projeto de rede de distribuição rural, está associado geralmente à
necessidade de atendimento a uma área com cargas aleatoriamente distribuídas ao longo do traçado
principal. Assim é conveniente o tratamento do assunto sob o aspecto de troncos e ramais. Por
outro lado, se o projeto é totalmente novo, o enfoque de carga será baseado na previsão das
necessidades atuais expandida ao horizonte esperado. Se o projeto é endereçado também a algum
tipo de melhoria de sistema já existente, com previsão de novos consumidores, a carga será
composta de uma parte real e sua previsão de crescimento, mais uma parte planejada, função das
novas necessidades da região.
A definição das cargas para efeito de dimensionamento de uma rede de distribuição rural, pelas
considerações acima deve pois, abranger todo tipo de análise para avaliação de carga. Somente um
planejamento criterioso poderá fornecer os dados de carga para um projeto econômico.
8.1.
Projeto com Alimentação de Novas Localidades
Uma nova localidade é considerada para efeito de projeto, como um único bloco de carga e
poderá possuir ou não serviço de energia elétrica. Dependendo do caso, será tratado
conforme segue:
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8.1.1. Existe Serviço de Energia Elétrica
Neste caso, deverão ser levantados os dados das cargas instaladas levando em conta a
existência de projetos para reforma da rede, projetos para atendimento de novas áreas
de atendimento a consumidores grandes ou especiais, baseados na IT-005.01 Critérios para Projetos de Rede de Distribuição Aéreas Urbanas.
8.1.2. Não Existe Serviço de Energia Elétrica
Todos os dados necessários à definição de carga serão baseados em estimativa.
É importante o grau de confiabilidade do cadastramento das propriedades existentes.
Deverão ser pesquisados o grau de urbanização das áreas de interesse, o tipo provável
de ocupação e perspectivas de crescimento. Na verdade a pesquisa de dados para esta
modalidade, visa municiar os setores de planejamento que à luz dos elementos
próprios, definirá a carga a ser considerada.
8.2.
Projeto sem Alimentação de Novas Localidades
Todo projeto de rede de distribuição rural tem como objetivo principal, atender a um maior
número de consumidores. É imperioso que, todas as cargas potenciais devam ser
consideradas por ocasião do dimensionamento elétrico. Pode-se resumir nas seguintes, as
situações possíveis de serem encontradas para consideração de carga:
a) cargas individuais por propriedades isoladas, aleatoriamente distribuídas ao longo do
caminhamento de dentro da faixa de influência do traçado caracterizando as
propriedades rurais;
b) núcleos populacionais ou aglomerações de propriedades, juridicamente organizadas ou
simplesmente dispostos, identificando núcleos rurais ou povoações;
c) cargas especiais, as cargas a considerar nestes casos, serão fundamentadas no
cadastramento das propriedades, que deverá ser realizado de modo a avaliar a real
necessidade de carga a ser instalada, conforme as informações dos proprietários,
incluindo além dos dados desses proprietários, todos os equipamentos eletrodomésticos e
eletromecânicos que serão instalados, identificando-se-lhes a potência em watts de cada
equipamento, o fator de potência, os horários de funcionamento e a possibilidade de
aumento de carga.
Deverão ser pesquisados ainda a área da propriedade e o tipo de atividade de exploração.
Para as cargas especiais, além dos dados básicos acima, deverá ser anotado a existência
de aparelhos que possam ocasionar oscilações de tensão na rede ou outro tipo de
influência considerada anormal.
9. ESTIMATIVA DE DEMANDA
O procedimento para a determinação dos valores de demanda estão descritos em função das várias
situações possíveis de projetos, sendo analisados os casos em que existem ou não condições de se
efetuar medições.
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9.1.
Projeto de Melhoramento Elétrico
Neste caso a determinação da demanda poderá ser obtida através de medição ou pelo
processo estimativo.
9.1.1. Processo por Medição
No processo por medição deverá ser obtido o perfil da carga do alimentador
diretamente das medições no tronco e ramais, observando-se sempre a coincidência
com as demandas das ligações existentes em AT. Confrontando-se os resultados
dessas medições com as respectivas cargas instaladas serão obtidos fatores de
demanda típicos que poderão ser utilizados como recurso, na determinação de
demandas por estimativa, em outras áreas.
a)
Tronco de Alimentadores Rurais
A determinação de demanda máxima de alimentadores rurais, basicamente, é
feita através de relatório de acompanhamento da subestação de distribuição.
Na impossibilidade de obter demanda máxima através de relatórios de
acompanhamento, deverá ser feita medição na saída do alimentador em estudo
(1);
b)
Ramais de Alimentadores Rurais
Para determinação da demanda máxima dos ramais de alimentadores rurais,
deverão ser instalados amperímetros indicadores de corrente máxima no início do
ramal (1);
c)
Consumidores Estimativo
Deverá ser feita verificação da demanda máxima do consumidor através da leitura
do medidor de kWh/Demanda. Deve ser considerada, ainda previsão de aumento
de carga.
9.1.2
Processo Estimátivo
a)
Tronco de Alimentadores Rurais;
A determinação da demanda máxima é sempre feita através de
relatórios de medições da SE ou medição na saída do alimentador em
estudo (1);
b)
Ramais de Alimentadores Rurais
A estimativa da demanda máxima de ramais poderá ser feita através de
demanda máxima do alimentador rural, obtida na subestação, em
confronto com a capacidade das cargas dos transformadores instalados
ao longo do mesmo. Deverá ser analisada sempre a simultaneidade de
funcionamento das cargas dos consumidores ligados em AT;
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c)
Consumidores em AT;
A demanda máxima de consumidores a serem ligados em AT na área do
melhoramento deverá ser estimada aplicando-se à carga levantada um
fator de demanda típico dependendo da natureza da atividade.
NOTA: (1) Para os alimentadores e ramais, as medições devem ser
efetuadas com a rede operando em sua configuração normal, em dia de
carga típica, por um período mínimo de 24 horas.
9.2.
Projeto de Novas Localidades
Nos projetos de atendimento a novas localidades a determinação da demanda máxima é
obtida pelo processo estimativo, conforme segue:
a) A estimativa da demanda máxima será feita em função da demanda de transformadores
de distribuição de áreas similares já atendidas, considerando-se a influência de demandas
individuais de consumidores de AT. Deverá ser aplicado o fator de demanda conhecido
de consumidores similares.
Em área rural a demanda máxima será obtida através do fator de carga e do
kWh/consumidor, a ser determinado através do faturamento dos consumidores rurais
característicos da região;
b) A demanda máxima inicial poderá ser obtida aplicando-se um fator de demanda a ser
pesquisado a nível regional sobre o valor total dos kVA’s nominais dos transformadores
previstos. Quando existir cargas especiais, determinar separadamente a demanda
máxima, utilizando um fator de demanda adequado ao regime de funcionamento. A
concessionária poderá indicar o valor do fator de demanda com base em seus históricos.
10.
PROJETO CONVENCIONAL
A elaboração do projeto pode ser resumida nas etapas seguintes:
10.1. Estudo Preliminar
É o estudo feito em cartas geográficas ou plantas da região visando a identificação das
condições do projeto.
10.2. Exploração do Traçado
O traçado da rede deverá ser escolhido, procurando atender a uma série de fatores que,
aliados ao bom senso do explorador devem proporcionar a melhor solução.
Os fatores a considerar na escolha do traçado são:
a) Não existindo rodovias para serem tomadas como diretrizes do traçado, deve-se optar o
mais possível pela linha reta;
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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 dessas rodovias;
c) No caso das rodovias escolhidas como diretrizes terem as faixas bem definidas, o traçado
deverá, em princípio, desenvolver-se totalmente dentro das respectivas faixas. Neste caso
deverão ser obedecidas as normas próprias de ocupação dos órgãos responsáveis pelas
faixas (DNER, DER Estadual e Prefeituras Municipais);
d) No caso das estradas escolhidas como diretrizes terem faixas não definidas ou faixas
muito estreitas, o traçado deverá observar um afastamento mínimo da margem das
mesmas, para permitir a colocação de estais, sem o risco de obstrução, das respectivas
pistas de rolamento. No caso do traçado fazer ângulo, observar o recomendado no item
n;
e) Sempre que necessário, o traçado poderá afastar-se de diretrizes escolhida. No caso da
diretriz ser uma rodovia, o traçado poderá dela afastar-se ou mesmo cruzá-la a fim de
cortar as curvas ou desviar obstáculos;
f) No caso da diretriz ser uma rodovia, o afastamento nunca deverá ser muito superior a
300 m, para não dificultar o acesso ao traçado;
g) O traçado sempre que possível deve contornar os seguintes tipos de obstáculos naturais
ou artificiais:
–
mato denso;
–
áreas reflorestadas ou recém reflorestadas;
–
cafezais de grande porte;
–
pomares;
–
lagoas, lagos, represas, açudes;
–
locais impróprios para fundação;
–
erosões;
–
terrenos muito acidentados;
–
terrenos com inclinação transversal superior a 50%;
–
picos com inclinação transversal superior a 50%;
–
picos elevados;
–
locais com alto índice de poluição atmosférica;
–
locais onde normalmente são detonados explosivos;
–
loteamento e terrenos muito valorizados;
–
benfeitorias em geral;
–
aeródromos;
–
outros não mencionados, mas que a critério do topógrafo e/ou do projetista, houver
conveniência em serem contornados.
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h) Caso o traçado tenha que forçosamente atravessar loteamentos ou terrenos muito
valorizados, ele deve aproveitar o mais possível os arruamentos procurando, desta forma,
minimizar as desapropriações;
i)
No caso específico das benfeitorias serem edificações só deverão ser feitas travessias
sobre as mesmas quando existir justificativas técnico-econômica muito fortes.
Normalmente o procedimento mais correto seria contornar ou desapropriar a benfeitoria
para dar continuidade ao traçado;
j)
Caso o traçado tenha que se aproximar muito de aeródromos, deverão ser observadas as
normas de proteção ao vôo e o Anexo V ;
k) Os ângulos deverão ser o mínimo indispensável para a boa execução do traçado, já que
implicam em estruturas especiais que oneram o custo do projeto;
l)
Não serão aceitos ângulos com valores compreendidos entre 60º e 90º, e ângulos
reversos;
m) Os ângulos deverão se situar sempre que possível afastados nas margens das estradas e
serem previstos em pontos elevados do perfil;
n) Para cada trecho em alinhamento deverá ser fornecido um rumo ou azimute;
o) Deve-se cuidar também para que as travessias sobre a rodovia tomada como diretriz
restrinjam-se ao mínimo possível, principalmente as travessias que implicarem em
estruturas especiais, que oneram o custo de projeto;
p) Em todas as travessias necessárias ao desenvolvimento do traçado, sempre que possível
deverão ser observados ângulos entre 45º a 90º.
Segue-se uma relação das principais travessias que podem ocorrer, bem como os
ângulos mínimos permitidos entre o traçado e o eixo do elemento a ser atravessado:
ITEM
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
ÂNGULO MÍNIMO
DE TRAVESSIA
60º
60º
60º
60º
telecomunicação,
60º
TRAVESSIA DE
Ferrovias
Rodovias
Outras vias de transporte
Redes de distribuição
Linhas e redes de
sinalização e controle
Linhas de transmissão
Tubulações metálicas
Tubulações não metálicas
Rios, canais, córregos, ravinas
Cercas de arame
Outros não mencionados
60º
60º
45º
45º
45º
Por analogia
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q) No caso de travessias de vias de transporte de tubulações em geral, o traçado deve ser
lançado preferivelmente próximo de cortes e longe de aterros, pois caso contrário, as
estruturas da travessia terão que ser demasiadamente altas, onerando o custo do projeto;
r) No caso de travessias de linhas e redes em geral, o traçado deve ser lançado de modo a
permitir que a linha de tensão mais alta fique sempre em nível superior ao da de tensão
mais baixa e que possam ser satisfeitas as distâncias mínimas de segurança (Anexo XI);
s) No caso de travessias de rios, canais, córregos, ravinas, etc., deve-se, de preferência,
lançar o traçado por locais pouco afetados por inundações ou marés, para não onerar o
custo do projeto;
t)
O lançamento do traçado deve ser tal que, permita a existência de uma faixa livre com 10
m para cada lado, perfazendo 20 m de largura. Eventualmente, desde que exista alguma
razão especial, a largura da faixa poderá ser alterada a critério do projetista e com prévia
autorização da CERON;
u) No caso de ocupação de faixas de rodovias, o lançamento do traçado deverá atender
rigorosamente as normas próprias dos órgãos responsáveis pelas mesmas. Na prática, a
faixa ocupada, normalmente não garante os 10 m livres de cada lado do traçado, sendo
necessário complementá-la à custo das propriedades à beira da estrada;
v) No caso de faixa de LT´s da própria CERON, em especial nas proximidades de SE’s
congestionadas, deverão ser consultados os órgãos responsáveis pelas mesmas;
w) No caso de paralelismo com outras RD´s existentes, deverá ser previsto um afastamento
mínimo de 20 m entre o traçado e o eixo de RD existente. Eventualmente, a critério do
projetista e com prévia aprovação da CERON, este afastamento poderá ser reduzido;
x) No caso de paralelismo com linhas de transmissão (LT´s) existentes deverá ser previsto
um afastamento mínimo de 10 m entre o traçado e o limite de faixa de segurança da LT
existente, se houver necessidade de reduzir esta distância, deverão ser feitas consultas ao
órgão responsável pela LT;
y) No caso de paralelismo com linhas de comunicação (LC´s) existentes não blindadas,
deverá ser previsto um afastamento mínimo entre o traçado e o eixo da LC existente de:
- 50 m para LD em 13,8 kV
- 75 m para LD em 34,5 kV
Eventualmente se for necessário reduzir esta distância, deverá ser consultado o órgão
responsável pela LC. Por outro lado o paralelismo com LC´s deve ser evitado ao
máximo.
10.3. Trabalhos Topográficos
10.3.1. Lançamento do Traçado
O lançamento do traçado no terreno é da competência exclusiva do topógrafo e deve
atender as exigências do projetista e normas da CERON.
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10.3.2. Planta do Traçado
Concomitantemente com a locação física, o topógrafo deverá ir lançando o traçado
em planta. Essa planta deve ser posteriormente desenhada em escala conveniente
(1:5.000 ou seus múltiplos), de modo a ser apresentada em um formato padronizado
pela ABNT. Poderá ser utilizado meio magnético para elaboração do desenho
(microcomputador). Devendo neste caso o projetista informar o programa utilizado e
seus respectivos dados de entrada.
Nesta planta deverão ser indicadas a direção Norte Verdadeiro - NV, detalhes de
saída e de chegada e os acidentes principais existentes nessa faixa, tais como: casas
(como nome do proprietário), córregos, estradas de ferro e de rodagem, linhas de
telefones, telegráficas e de energia elétrica existentes, cercas, etc.
10.3.3. Levantamento e Nivelamento
10.3.3.1. Considerações
O levantamento da faixa e o nivelamento do perfil correspondente ao
traçado serão executados concomitantemente com o lançamento deste
último no terreno.
A faixa a ser levantada deverá ter, salvo instrução em contrário, 20 m de
largura, sendo 10 m para cada lado do traçado (Anexo IX).
10.3.3.2. Requisitos Mínimos
a)
Colocação de piquetes (eventualmente marcos de concreto) em todos
os pontos de estação, a intervalos máximos de 200 m, de preferência
em saliências do terreno, e obrigatoriamente nas divisas de
propriedades e nos pontos de mudança de tipo de vegetação ou
cultura;
b)
Os piquetes deverão ser fincados firmemente no terreno e ter seção de
4 cm x 4 cm e comprimento mínimo de 20 cm devendo ser
confeccionadas com madeira de boa qualidade;
c)
Nos pontos de partida e chegada, em todos os ângulos e a cada
quilômetro em média de traçado, em vez de piquetes de madeira
poderão ser fincados marcos de concreto com seção de 10 cm x 10 cm
e comprimento de 40 cm, amarrados a detalhes bastante visíveis,
irremovíveis e de grande duração, tais como árvores isoladas, grandes
pedras, postes, quinas de casas, etc., a fim de facilitar a localização do
traçado mesmo decorrido muito tempo após o levantamento;
d)
Nos pontos de partida e de chegada do traçado, na parte superior dos
marcos deverão ser feitas as seguintes anotações:
RD: (nome da RD)
EST.PP = 0 até PC = (N)
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Onde:
PP = Ponto de partida
PC = Ponto de chegada
N é a última estaca.
As anotações deverão ser feitas sobre nata de cimento fresco com
estilete ou algo equivalente;
e)
A cada piquete ou marco corresponderá uma estaca testemunha com
seção de 2,5 cm x 4 cm e comprimento mínimo de 50 cm que deverá
ser fincada no máximo a 80 cm de distância dos mesmos.
A testemunha será de madeira de boa qualidade e pintada com tinta a
óleo de primeira qualidade, nas cores amarela ou laranja e numerada
com tinta preta indelével numa das faces mais largas, próximo a
extremidade não enterrada.
A testemunha deverá ser fincada no máximo 30 cm no solo e de modo
que a numeração fique voltada para o piquete ou marco
correspondente;
f)
A numeração crescerá no sentido do caminhamento, ou seja, do ponto
de partida para o ponto de chegada;
g)
As estações consecutivas serão amarradas entre si, tanto nas distâncias
como nas cotas, por visadas direta ou inversa;
h)
As visadas intermediárias deverão estar afastadas em média de 50 m,
segundo a natureza do terreno, sendo mais próximas umas das outras
nas cumeadas de morros e dispensáveis nos fundos das grotas e
gargantas;
i)
Toda vez que a inclinação do terreno transversalmente ao traçado
ultrapassar 20% (vinte por cento) deverão também ser levantados os
perfis laterais situados 5 m à esquerda e à direita do traçado (Anexo
IX).
10.3.3.3. Levantamentos de Travessias
a)
Travessias de Estradas
Deverão constar todos os detalhes planialtimétricos, dados para
identificação da estrada, inclusive rumos e nomes das localidades
mais próximas por ela servidas, posição quilométrica a mais exata
possível do ponto de cruzamento, cotas do eixo da estrada e das
cercas ou pés de aterro, ângulos do cruzamento e posições relativas
das cercas e postes das linhas telefônicas existentes e indicação do
Norte Verdadeiro-NV;
b)
Travessias de linhas
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Deverão constar situação de paralelismo ou pontos de cruzamento,
posição e cotas relativas dos postes ou estruturas próximas inclusive
croqui com as dimensões principais, sua altura e altura dos cabos e
fios mais altos e mais baixos no ponto de cruzamento, tensão de
operação e as localidades mais próximas por ela servidas e a quem
pertence (nome do concessionário ou proprietário no caso de ramal
particular) e a indicação do norte verdadeiro.
10.3.3.4.
Levantamentos Complementares
Os levantamentos complementares de acidentes na faixa ou nas suas
imediações, que possam interessar ao projeto da LDR/RDR deverão ser
executados com precisão de detalhamento compatíveis com cada caso. A
seguir enumeremos os casos mais comuns com respectivos requisitos
mínimos:
a)
Acidentes Isolados Importantes
Entram nesta categoria edificações, blocos de pedra, etc. Deverão
constar posição relativa, contorno aproximado, cota do topo e
indicações de sua natureza;
b)
Curso d’água
Entram nesta categoria, rios, córregos, ribeirões, etc. Deverão
constar, direção da correnteza, sua denominação, nível d’água por
ocasião do levantamento, bem como estimativa do máximo
provável;
c)
Terrenos Impróprios para Fundação
Entram nesta categoria, brejo, pântanos, erosões, terrenos poucos
consistentes, rochas, etc.
Deverão constar, posição relativa, delimitação e indicação de sua
natureza;
d)
Tipo de Vegetação e Cultura
Entram nesta categoria, mato, caatinga, capoeira, pasto, pinheiral,
cafezal, milharal, etc.
e)
Tipo de Divisas de Propriedades
Entram nesta categoria, muros, cercas e valas divisórias, etc.
Deverão constar tipo de divisa e sua posição dentro da faixa;
f)
Nomes de Proprietários
Entre duas divisas consecutivas quaisquer deverá constar sempre o
nome do proprietário do trecho de faixa a ser levantada;
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g)
Outros Acidentes
Qualquer outro acidente de importância que interferir no
desenvolvimento do traçado, deverá ser levantado. De modo geral,
deverão constar, posição e cotas relativas, altura, delimitação e
indicação de sua natureza, conforme a importância que possa ter
para o desenvolvimento do traçado;
h)
Levantamento Especial
Toda vez que houver necessidade de reproduzir um determinado
acidente com maior fidelidade, deve-se lançar mão de levantamento
com maior precisão, na escala 1:100 e desenhá-lo em planta à parte.
10.3.3.5. Caderneta de Campo
Os tipos de cadernetas deverão ser previamente aprovados pela CERON.
Deverão constar os seguintes elementos:
–
Croquis e cálculos dos comprimentos das tangentes;
–
As observações ao sol, cálculo de Norte Verdadeiro-NV e os rumos
verdadeiros das tangentes;
–
Todos os ângulos ou deflexões da LDR/RDR, medidos ou
calculados;
–
O levantamento planialtimétrico do traçado e também o dos detalhes
quando necessário;
–
Todos os demais elementos colhidos no terreno, para o
estabelecimento do traçado;
–
O nome do topógrafo, número de registro no CREA, as datas dos
trabalhos e o tipo do aparelho utilizado.
10.3.3.6. Desenho da Planta e do Perfil
Uma vez concluído em campo o levantamento da faixa e o nivelamento do
perfil do traçado, o topógrafo deverá, no escritório, utilizando os dados da
caderneta de campo, desenhar a planta e o perfil do levantamento executado,
procurando seguir as exigências mínimas seguintes:
a) Tipo de Papel
O perfil e a planta do levantamento executado deverão ser desenhados
em traço cheio, em papel vegetal de boa qualidade, de preferência
milimetrado na parte referente ao perfil e liso na parte referente á planta.
Poderá ser executado em meio magnético;
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b) Dimensões do Papel
Deverá ser utilizado os formatos padronizados pela ABNT, conforme
exemplo do Anexo X;
c) Escalas Adotadas
As escalas adotadas serão sempre:
Horizontal = 1:5000
Vertical = 1:500
No caso do perfil ser muito inclinado, serão permitidas mudanças de
referência de cota para que ele possa ficar todo contido no papel. Não
serão, portanto, aceitas modificações nas dimensões do papel que
deverão estar de acordo com o item anterior.
No caso de travessias e/ou detalhes poderá ser utilizada escala mais
conveniente ou, a indicada pelo órgão responsável pelo elemento a ser
atravessado;
d) Perfis Laterais
Nos trechos onde houver levantamento de perfis laterais, eles deverão
ser indicados em planta junto com perfil principal, porém, em tracejado;
Deverá também constar se o perfil é esquerdo ou direito, contado no
sentido do caminhamento;
e) Detalhes do Perfil
Deverá constar do desenho do perfil o número de piquetes de estação, as
cotas, pontos quilométricos e a divisão dos quilômetros de 100 em 100
metros;
Será indicado também o comprimento dos alinhamentos, o valor das
deflexões e o azimute ou rumo de cada um dos alinhamentos;
f) Detalhes da Planta
Deverá constar no desenho da planta todos os acidentes levantados na
faixa, não excluindo este fato as plantas, em papel branco, relativas aos
levantamentos especiais;
g) Articulação das Folhas
Cada folha exceto a primeira e a última, deverá conter no início 200 m
do perfil anterior e no fim 200 m do perfil seguinte, em linha tracejada,
para permitir a articulação das folhas;
h) Cortes do Perfil
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No caso de cortes do perfil, deverão ser desenhados, 100 m de perfil em
linha tracejada para cada referência de cota.
10.3.3.7. Entrega dos trabalhos topográficos
Os trabalhos topográficos a serem entregues para o projetista são:
a) Planta definitiva do traçado, inclusive detalhes planialtimétricos da
interconexão às SE´s e/ou RDU´s e das construções ou benfeitorias
existentes na faixa, original em papel ou por meios magnéticos;
b) Caderneta ou cadernetas de campo;
c) Desenho da planta e do perfil do levantamento da faixa, original em
papel ou meio magnético, inclusive detalhes planialtimétricos das
travessias mais importantes e dos acidentes especiais;
d) Eventuais levantamento especiais na escala 1:100, em papel branco de
boa qualidade.
11.
CONFIABILIDADE
Visando proporcionar uma confiabilidade dentro dos parâmetros adequados foram estabelecidos
critérios básicos a serem observados:
–
Configuração básica;
–
Interligação;
–
Seccionamento.
11.1. Configuração
As redes de distribuição rurais terão de forma geral uma configuração radial e serão
constituídas de troncos trifásicos e ramais trifásicos e bifásicos para alimentar pequenas
localidades e propriedades rurais.
Os principais critérios são:
11.1.1. As redes troncos serão direcionadas para as concentrações de cargas cujos traçados
deverão observar as recomendações do item 10.2, porém evitando-se que passe por
dentro de uma localidade.
11.1.2. Os ramais que alimentam as propriedades rurais também devem observar, em seu
traçado, o item 10.2.
11.1.3. Em áreas suburbanas onde se prevêem redes primárias, o projeto dos ramais
derivados das linhas troncos, desde que as condições do traçado permitam, devem
observar o seguinte:
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a)
Sempre que possível os ramais devem ser paralelos uns aos outros orientados no
sentido de maior expansão da localidade;
b)
Os ramais paralelos poderão ser distanciados entre si como um primeiro passo,
de 4 km ou mais, dependendo da distribuição de carga;
c)
Quando a carga atingir um valor que não possa mais ser alimentada por redes
primárias paralelas existentes, outro ramal paralelo deve ser intercalado,
reduzindo, assim, o espaçamento entre os ramais primários existentes;
d) Evitar extensões perpendiculares à direção escolhida para os ramais, a não ser
em casos excepcionais, tais como o caso de grande concentração de carga.
11.1.4.
11.2.
No caso de reforma, em localidade com as características rurais, os critérios do
item 11.1.3 são de difícil aplicação. Deverão assim serem tomados como básicos,
sofrendo adaptações conforme as condições locais, carga, posteação existente,
configuração do traçado, etc.
Seccionamento
São os seguintes os tipos de chaves a serem utilizadas nas redes aéreas de distribuição rural
para seccionamento: chaves faca unipolares com dispositivos para abertura sob carga, chaves
faca unipolares sem dispositivo para abertura sob carga, chaves tripolares para abertura em
cargas, (a óleo, a ar etc.) chaves tripolares para abertura sem carga.
Deve-se proceder um apurado estudo do posicionamento e dos tipos de chaves a serem
utilizados nas RDR´s, de modo a permitir maior eficiência na continuidade e segurança no
suprimento de energia. Podendo ser utilizada chaves fusíveis ao longo da rede, desde que
seja observado a coordenação.
A localização dessas chaves deve permitir a minimização do tempo e das áreas afetadas pela
interrupção durante os serviços de manutenção ou situações de emergência, bem como, nos
casos de transferências de cargas de uma rede a outra mediante interligações.
A escolha de chaves de abertura sob carga ou não, dependerá: dos tipos de carga, de
responsabilidade de fornecimento, de critérios de segurança, confiabilidade de operação e de
custos anuais de cada tipo de chave envolvido. Deve-se observa ainda que, em grande parte,
o seccionamento já deverá ser feito pelos dispositivos de proteção instalados nos sistemas.
11.3. Critérios para Seleção de Chaves
As chaves a serem instaladas nas redes devem atender as seguintes condições em função do
seu ponto de instalação:
a) A tensão nominal das chaves deve ser adequada à classe de tensão do sistema a ser
utilizado;
b) O NBI das chaves deve ser compatível com o NBI do sistema;
c) A corrente nominal deve ser igual ou maior que a máxima corrente de carga no ponto de
instalação, incluindo manobras usuais;
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d) A capacidade de interrupção da chave para abertura em carga, deve ser igual ou superior
a maior corrente assimétrica de curto circuito no ponto de instalação das chaves.
11.3.1.
Critérios de Instalação de Chaves a Óleo
11.3.1.1. Ao longo dos alimentadores rurais poderão ser instalados chaves a óleo na
entrada de localidades principais, observadas as recomendações do item
11.1.1.
11.3.1.2. Nos ramais suburbanos e rurais nos quais estejam ligados grandes
consumidores.
11.3.1.3. Nas interligações de alimentadores rurais na condição normalmente aberta
nos pontos de separação dos seu circuitos.
11.3.2. Critério de instalação da chaves faca unipolares ou tripolares para operação sob
carga.
Deverão ser projetados em pontos de fácil acesso para maior facilidade de operação.
11.3.2.1. Instalar as chaves faca para operação sob carga nos pontos previstos no item
11.3.1 e principalmente quando a instalação da chave a óleo tornar – se
antieconômica ou em pontos onde não for possível a utilização de
dispositivos de proteção por problemas de nível de curto circuito ou
aspectos relativo a coordenação.
11.3.2.2. Deverão ser projetadas chaves de no mínimo 3 em km e no máximo 5 em 5
km, aproximadamente, a fim de facilitar a manobra da LDR/RDR.
11.3.2.3. Em pontos de entrada de consumidores onde justificar técnica e
economicamente a abertura com carga.
11.3.3.
Critérios de instalação de chaves faca para operação sem carga
Essas chaves deverão ser instaladas da seguinte forma:
11.3.3.1. Nos pontos onde há instalação de chaves a óleo antes da mesma pelo lado da
fonte, ou de ambos os lados no caso de dupla fonte (interligação), atuando
como equipamento visualizador de abertura.
11.3.3.2. Em trechos imediatamente subsequentes dos pontos de instalação das chaves
a óleo e nas bifurcações das redes ou derivações dos ramais principais.
11.3.3.3. No tronco de alimentador, alternadamente com chave faca para abertura de
sobre carga.
11.3.3.4. Nas proximidades das subestações em localidades com dois ou mais
alimentadores que possibilitam manobras entre si onde haja necessidade de
desenergização total de um de seus barramentos de distribuição para fins de
manutenção.
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11.3.3.5. Em pontos de entrada de consumidores onde não justificar técnica e
economicamente a abertura com carga.
11.4. Interligação
Embora a configuração básica seja radial em localidades onde se dispõe de mais de uma rede
saindo de uma mesma subestação ou subestações diferentes, deve-se prever, na medida do
possível, interligações com chaves seccionadoras a fim de possibilitar a transferência de
carga de uma para outra em caso de emergência ou manutenção.
Deste modo, ao projetar a interligação, observar se existe capacidade de reserva, para
absorção da carga na eventualidade de defeito. Além disso adotar condutores de bitolas
compatíveis, até o ponto de interligação, de tal forma a atender a demanda total das redes,
com queda de tensão aceitável.
12. TENSÕES E SISTEMAS DE FORNECIMENTO
Os níveis de tensão, deverão estar de acordo com o estabelecido pela Portaria nº 047/DNAEE/78 e
04/DNAEE/89. Na elaboração de projetos que envolvem grandes áreas, para definição de tensão de
alimentação, faz-se necessário um estudo minucioso na região, observando o planejamento global
do sistema de distribuição. As tensões primárias previstas são:
1 – Tensões entre fases – 13.800 V e 34.500 V
Para tensões secundárias adotar a IT-003.01 – Critérios de Projetos de Redes Aéreas de
Distribuição Urbana – Procedimento.
Os fatores que contribuem para a escolha de tensão de fornecimento são basicamente: cargas a
serem atendidas, distância, custos, região, etc. Torna-se assim difícil a padronização de um critério
básico único para sua escolha, uma vez que depende também de estudos elaborados pelas áreas
responsáveis pelo planejamento do sistema global de distribuição.
Para atendimento às pequenas localidades e propriedades rurais, devido ao baixo fator de carga,
adota-se na prática a eletrificação através das linhas existentes nas proximidades, tanto em 13.8 kV
ou 34.5 kV, considerando-se a disponibilidade de energia e o aspecto técnico-econômico da região.
A rede tronco deverá sempre ser trifásica, podendo dela derivar ramais trifásicos, bifásicos ou
monofásicos, dependendo das cargas a serem atendidas.
Os ramais bifásicos deverão ser distribuídos de forma a manter o melhor equilíbrio possível entre
fases.
13.
DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO
13.1. Níveis de Tensão
A tensão primária de fornecimento será conforme a Portaria nº 047/DNAEE/78
04/DNAEE/89.
e
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13.2. Limites de Queda de Tensão
13.2.1. Cálculo da queda de tensão primária
A queda de tensão não poderá ser superior a 7,5 % da tensão nominal da rede e seu valor
será calculado com auxílio do formulário “Cálculo de Queda de Tensão Primária” no Anexo
I.
Neste formulário deverão ser inseridos os valores dos comprimentos dos trechos em
quilômetros (Km), cargas distribuídas e acumuladas em MVA, em cada trecho, bem como
bitola e queda de tensão unitária.
Para ramais de comprimento inferior a 2,5 km será dispensada a apresentação desde cálculo.
Para cálculo da queda de tensão primária utilizar os coeficientes unitários da tabela a seguir.
OBSERVAÇÃO: O cálculo da queda de tensão primária deverá ser feito, considerando todo
o sistema, onde será ligado a linha ou ramal monofásico. Para isto a CERON (UN’s) deverá
fornecer o nível de tensão real no barramento das subestações e no último ponto da rede
trifásica na área urbana.
Coeficientes de queda de tensão em % para 1 MVA x Km
CONDUTORES
67 CAA
107 CAA
Tensão
(KV)
FP = 1
FP = 0,85
FP = 1
FP = 0,85
FP = 1
FP = 0,85
FP = 1
FP = 0,85
FP = 1
FP = 0,85
13,8 / √3
34,5 / √3
0,8387
0,1342
0,8521
0,1363
0,515
0,0882
0,6098
0,0976
0,2921
0,0467
0,3851
0,0616
0,1932
0,0309
0,2907
0,0465
0,0999
0,0160
0,1891
0,0303
21 CAA
33 CAA
336 MCM
Para instalações exclusivamente residenciais considerar o fator de potência unitário
(FP=1).
Para atendimento de carga resistivas, tais como: fornos de resistência, aquecedores
elétricos, ... , considere FP=1.
Em instalações onde haja predominância de cargas indutivas, tais como: motores de
indução, máquinas de solda, ... , considerar FP=0,85.
Para cálculo de cargas distribuídas e acumuladas no trecho considerar a potência nominal
dos transformadores em MVA.
Exemplos de cálculo de queda de tensão primária são mostrados no Anexo I.
13.2.2. Cálculo da queda de tensão secundária
Nos casos de subestações que atendam vários consumidores através de redes secundárias,
estas deverão ter uma queda de tensão máxima de 2,0% calculada através do formulário
“Cálculo de Queda de Tensão Secundária”(Anexo I).
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Neste formulário deverão ser inseridos os valores dos comprimentos dos trechos em
(Hm), das cargas distribuídas e acumuladas ( em KVA ) em cada trecho, das bitolas dos
cabos e seus respectivos coeficientes de queda de tensão secundária da tabela abaixo.
Coeficientes de queda de tensão secundária
em % para K VA x Hm. FP = 0,8 V = 220V
Bitola do cabo ( mm² )
Coeficiente Q.T.
21
0,312
33
0,211
67
0,126
107
0,090
Observação : Para obter a distância, em Hm, divida a distância em metros por 100.
Entende-se como queda de tensão máxima na rede de distribuição primária a queda
compreendida entre o barramento da SE e o ponto de entrega ou o mais desfavorável, que
apresentar menor nível de tensão.
A queda de tensão máxima será determinada em função do perfil de tensão obtido através de
simulações de cálculo ou medições registradas.
Os fatores que influenciam na determinação do perfil são
–
–
–
–
–
Comprimento da LDR/RDR;
Condutor;
Regime de variação de tensão na barra da subestação;
Queda de tensão na rede primária no transformador de distribuição e na derivação do
consumidor, até o ponto de entrega;
Cargas a serem supridas.
Para a definição de estudos de melhoria de rede de distribuição o perfil da tensão e os limites
de queda deverão obedecer aos limites adequados.
13.3. Dimensionamento de Condutores
13.3.1. Gerais
As características dos condutores a serem utilizados nos projetos de rede de
distribuição rural encontram-se na NT-001 – Materiais de Redes e Linhas Aéreas de
Distribuição.
O dimensionamento deve ser efetuado observando-se:
–
Queda de tensão máxima permitida;
–
Corrente admissível pelo condutor;
–
Custo global mínimo que incluem a análise dos custos de instalação e perdas.
Para os circuitos secundários, adotar a IT-003.01 – Critérios de Projetos de Redes e
Linhas Aéreas Urbanas.
13.3.2. Carregamento
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Na configuração radial, o carregamento deverá ser compatível com o limite térmico
do condutor. Quando houver previsão de interligação com outras LDR/RDR´s
deverão ser consideradas as cargas sujeitas a transferência.
13.3.3. Horizonte de Projeto
O horizonte de projeto deverá ser de 10 anos.
13.4. Escolha do Plano de Controle de Tensão ao Longo do Tempo
Juntamente com o dimensionamento do condutor descrito no item anterior, deverão ser
analisadas técnica e economicamente as seguintes alternativas, dentro do horizonte de
projeto:
a)
Troca de tap’s nos transformadores;
b)
Troca de condutor instalado no ano inicial;
c)
Instalação de auto-booster;
d)
Instalação de reguladores de tensão;
e)
Instalação de bancos de capacitores;
f)
Remanejamento de carga;
g)
Troca de classe de tensão (desde que analisado todos os custos envolvidos com os
consumidores).
Sob o aspecto técnico, o plano deverá atender:
–
Queda de tensão máxima permitida;
–
Máximo carregamento permitido.
As considerações econômicas são:
–
Custo do investimento para construção da linha, sendo caracterizado pela bitola do
condutor, instalação de equipamentos de regulação de tensão e/ou compensação de
reativos (não necessariamente realizados no ano inicial);
–
Custo das perdas de energia associado a cada alternativa.
13.5. Correção de Níveis de Tensão
Para qualquer instalação, o condutor de uma rede de distribuição deverá efetuar o transporte
de energia, de modo satisfatório e seguro, até o local de utilização mais afastado da fonte
sem que haja necessidade de investimentos iniciais em reguladores de tensões e capacitores.
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Quando os níveis de tensão predeterminados do perfil de tensão adotados não puderem ser
mantidos, as alternativas a seguir deverão ser analisadas sob o ponto de vista técnico e
econômico em função, da situação específica do projeto.
13.5.1.
Regulação de Tensão
Recurso com o qual podemos manter o nível de tensão dos limites
predeterminados. Poderão ser aplicados nas subestações ou nas linhas.
13.5.1.1. Instalação de Reguladores de Tensão
a)
Escolha de Regulador;
O regulador de tensão permite a correção dentro de uma faixa de
regulação escolhida.
Esta faixa deverá ser suficiente para corrigir as variações de tensão no
ponto de instalação e ainda compensar da rede além deste ponto.
A faixa comumente usada é a de + 10%. A elevação ou redução de
tensão é feita através de 32 degraus “Tap’s” de 5/8% cada um.
A potência dos reguladores deve ser compatível com a demanda
máxima do circuito no ponto de instalação;
b)
Locação;
Deverá ser determinada através do perfil de tensão da rede no ponto
onde a tensão em carga máxima não atinge o limite inferior de faixa
de variação da tensão (Anexo II). Para o caso de rede muito longa, às
vezes torna-se necessária a instalação de até três bancos de
reguladores, sendo esse o limite máximo recomendável.
c)
Ligação;
Os critérios para ligações dos reguladores são os seguintes:
Se o sistema for a quatro fios serão usados 3 reguladores monofásicos
de tensão nominal igual à tensão fase neutro do sistema, ligados em
estrela.
Em ramais monofásicos também poderão ser instalados reguladores
monofásicos deste tipo.
No sistema a três fios usam-se reguladores monofásicos de tensão
igual à tensão entre fases do sistema.
Poderão ser empregados dois reguladores ligados em delta aberto ou
três ligados em delta, sendo que neste último caso, a regulação para
reguladores monofásicos de + 10% possibilitará regular na faixa de +
10%. Neste sistema não se recomenda a instalação de três reguladores
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monofásicos em estrela pois, seria necessário uma baixa resistência de
terra para evitar deslocamentos de neutro que interferirão no
funcionamento dos comandos do regulador. Também são usados
reguladores trifásicos ligados em estrela. Neste caso o neutro é ligado
à entrada de um pára-raios que por sua vez é aterrado.
13.5.1.2. Instalação de Bancos de Capacitores em Derivação
Os bancos de capacitores, quando instalados na rede de distribuição, causam
uma elevação de tensão ao longo da mesma. Os critério para
dimensionamento e aplicação de bancos de capacitores deverão seguir os
dispostos na IT-004.03 – Aplicação de Capacitores de Potência.
14.
PROTEÇÃO
14.1. Proteção Contra Sobrecorrente
14.1.1. Critérios de Escolha dos Equipamentos de Proteção.
Os equipamentos de proteção de rede devem atender as principais condições em
função do ponto de instalação:
a)
A tensão nominal deve ser da mesma classe;
b)
O nível de isolamento nominal do equipamento deve ser compatível com o
nível de isolamento nominal do sistema;
c)
A capacidade de interrupção dos equipamentos, associada ao valor de X/R do
circuito no ponto de instalação, deve ser no mínimo igual a máxima corrente
assimétrica do defeito.
14.1.2. Religador Automático
14.1.2.1. Critérios de Instalação
Os religadores automáticos são instalados de acordo com os seguintes
critérios:
a)
Em todas as saídas de alimentadores das subestações quando justificar
técnica e economicamente sua aplicação;
b)
Em pontos de circuitos longos, onde o curto-circuito mínimo não é
suficiente para sensibilizar o dispositivo de retaguarda;
c)
Após as cargas cuja continuidade de serviço seja importante;
d)
Em caso de bifurcação numa rede tronco pode-se instalar religador
automático no tronco ou em ambos ramais, dependendo da situação da
rede.
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Para maiores detalhes consultar a IT-004.01 – Aplicação de Religadores
Automáticos.
14.1.4. Chaves Fusíveis e Elos Fusíveis
14.1.4.1. Critérios de Instalação das Chaves
a)
Instalar chaves fusíveis com porta fusível de 100 A nas seguintes
bases:
a.1 – Base C – junto aos transformadores de distribuição e fusíveis
conforme as tabelas A e B (desde que atenda ao item 11.3);
a.2 – Base B – em ramais ou redes rurais de carga leve e fusíveis
conforme os critérios de proteção e coordenação.
b)
Instalar chaves fusíveis de 100 A, base B nos seguintes casos:
Ao longo de uma rede tronco quando seu comprimento for muito
longo e a proteção do cubículo da S/E for insuficiente para protegê-lo
em razão dos baixos níveis de curtos-circuitos, verificando os critérios
de coordenação;
Na proteção dos bancos de capacitores;
Nas derivações que atendem consumidores em tensão primária de
distribuição;
Em ramais ou rede tronco onde se justifica economicamente a
instalação do seccionalizador ou religador automático.
14.1.4.1.1. Dimensionamento
O dimensionamento deverá ser feito conforme o item 11.3.
14.1.4.3. Elos Fusíveis
a)
Todos os transformadores serão protegidos com elos fusíveis de
acordo com as tabelas A e B, abaixo;
b)
Os elos fusíveis de consumidores em tensão primária, devem ser
dimensionados de acordo com a corrente máxima no ponto, sem
prejuízo da coordenação;
c)
A escolha dos elos fusíveis da rede deve ser feita de modo a garantir a
coordenação ou seletividade entre os diversos dispositivos instalados
nos trechos de linha, garantindo também segurança e proteção a
condutores e equipamentos.
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Elos Fusíveis dos Trafos de 13.8 kV – Tabela A
TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS
Potência
Elos
(kVA)
Fusíveis
10,0
1H
15,0
1H
30,0
2H
45,0
3H
75,0
5H
112,5
6k
150,0
8k
225,0
10 k
300,0
15 k
Elos Fusíveis dos Trafos de 34,5 kV – Tabela B
TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS
Elos
Potência (kVA)
Fusíveis
15,0
1H
30,0
1H
45,0
1H
75,0
2H
112,5
6K
150,0
8K
225,0
10 K
14.1.5. Coordenação de Equipamentos de proteção contra Sobrecorrente
A coordenação dos equipamentos de proteção contra sobrecorrente, deverá seguir
orientação técnica da CERON.
14.2. Proteção Contra Sobretensão
A proteção contra sobretensão da rede será mediante o emprego de pára-raios instalados nos
pontos de instalação de equipamentos e no mínimo um jogo a cada 5 Km de LDR/RDR,
aproximadamente, logo após a chave faca.
14.2.1. Critérios para Seleção de Pára-raios
a)
Os pára-raios a serem utilizados deverão ser do tipo válvula equipados com
desligador automático;
b)
A tensão nominal do pára-raios é de 15 kV e 30 kV;
c)
A corrente nominal do pára-raios deverá ser de 5 kA e classe B (ABNT);
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d)
O nível de proteção para impulso dos pára-raios, devem coordenar com os
níveis básicos de isolamento para impulso dos equipamentos por ele protegidos,
observando a faixa de segurança de 20% para o limite de coordenação.
14.2.2. Critérios de Localização do Pára-raios
Deverão ser projetados pára-raios nos seguintes pontos:
a)
Em todas estruturas que contenham religadores, seccionalizadores,
transformadores, reguladores de tensão, capacitores e chaves a óleo tripolares;
b)
Nas estruturas que contêm religadores, seccionalizadores e chaves a óleo
poderão ser instalados pára-raios de ambos os lados (fonte-carga);
c)
Instalar pára-raios em todo fim de linha;
d)
Se após um fim de linha trifásico seguir uma fase, deve-se prever pára-raios nos
fins de linhas bifásicas e monofásicas, em todas as fases.
14.3. Aterramento
Os aterramentos deverão ser projetados e construídos de modo apresentar em qualquer
época do ano a resistência máxima de 10 Ω.
Serão aterrados de forma interligada, a saída dos pára-raios, a carcaça de transformadores, de
religadores, de reguladores de tensão, de capacitores e de chaves tripolares para operação em
carga através de cordoalha de aço cobreado ou cabo de cobre nu e malha de aterramento
constituída de cabos e hastes.
As hastes de aterramento serão, cilíndricas, de aço cobreado, diâmetro de 16 mm e
comprimento de 2,4 metros. A cordoalha de aterramento será de aço cobreado, seção 58,56
mm2 ou cabo de cobre nu seção 25 mm2, conforme NT-001 da CERON.
As conexões na base do poste cabo-cabo deverão ser feitas com conector tipo parafuso
fendido ou grampo “U”, para aterramento.
As conexões cabo-haste, deverão ser feitas com soldas exotermicas.
Nas opções de aterramento profundo deverão ser utilizadas hastes rosqueadas e luvas de
emendas, conforme norma padrão CERON.
O número de hastes deverá ser em quantidade suficiente para proporcionar à malha de terra o
valor máximo, de resistência de aterramento.
O projetista do aterramento, independente do método de cálculo adotado deverá apresentar o
modelo da malha, anexado ao projeto.
OBSERVAÇÃO.: Nos casos dos aterramentos dos pára-raios, instalados ao longo das LDR′s
e RR′s, o valor máximo de resistência de aterramento será de 10Ω.
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14.3.1. - Seccionamento e aterramento de cercas
Todas as cercas, concorrentes ou paralelas, com distância menor ou igual a 30
metros da rede devem ser seccionadas e aterradas a cada 250m. Os seccionamentos
devem ser feitos através de seccionadores pré-formados ou com moirões, conforme
IT-005.03.
Os aterramentos devem ser feitos através de hastes copperweld 16 mm x 1,50 m ou
cantoneiras de ferro galvanizado com comprimento de 1,80 metros, largura de 3/4”
e espessura de 3/16”, conforme NT-001 da CERON.
Para cercas transversais à rede, deve-se: Seccionar a cerca em dois pontos
eqüidistantes à mesma, numa distância mínima de 30 metros para cada lado em
relação ao eixo da mesma.
Para cercas próximas às subestações deve-se ter a cada 20 metros um
seccionamento e aterramento da mesma.
15.
DIMENSIONAMENTO MECÂNICO
Uma vez definido pelo anteprojeto, o melhor desenvolvimento do traçado da LDR/RDR, ramais, o
ponto de tomada e, realizado o levantamento topográfico, serão locadas nos desenhos da planta e
do perfil as estruturas necessárias ao suporte da rede e com o auxílio de gabarito, lançados os
cabos.
A fim de que durante a construção não surjam motivos que obriguem a modificação nas posições
das estruturas, o que refletiria no custo final da obra, essa locação deverá ser feita atendendo aos
possíveis fatores restritivos, que estarão presentes, na locação dos postes no terreno. Alguns desses
fatores já identificados no anteprojeto e exploração preliminar, são por exemplo: a locação de
estações transformadoras atendendo ao centro de carga, ponto de derivação de ramais, locais de
difícil acesso, cruzamento de rodovias, ferrovias ou linhas, etc.
A estrutura, é assim considerada, para efeito deste trabalho, como o conjunto dos seguintes
elementos básicos, ou suas combinações: postes, cruzetas, isoladores, ferragens, equipamentos e
acessórios.
A composição dos elementos numa estrutura é feita, de modo a atender às configurações mais
freqüentes de montagem dos circuitos e/ou dos equipamentos, ou seja:
a)
Circuito primário, simples ou duplo, de três condutores;
b)
Estruturas suportes de transformador, regulador de tensão, religador, e seccionalizador
automático, chaves fusíveis, chaves seccionadoras (secas e a óleo) pára-raios, etc.
A configuração e o dimensionamento das estruturas dependem basicamente dos fatores seguintes:
–
Espaçamentos mínimos entre as partes energizadas entre si e desta com as partes não
energizadas ou aterradas;
–
Esforços mecânicos sobre a estrutura;
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–
Afastamentos mínimos entre circuitos;
–
Instalação de equipamentos;
–
Existências de circuitos físicos de comunicação, ou sua previsão.
15.1. Esforços Mecânicos
15.1.1. Nos Condutores
Os condutores a serem utilizados no primário da rede de distribuição rural serão
cabos de alumínio nu com alma de aço, tipo CAA, nas bitolas:
21 – 33 – 67 – 107 mm2 e 336 MCM conforme a NT-001 – Materiais de Rede de
Distribuição-Padronização.
A tabela das trações de montagem e das flechas, nos condutores foi efetuado pelo
processo analítico através da equação de mudança de estado, baseado nos fatores
seguintes:
–
no critério de flecha constante;
–
na escolha de um cabo básico;
–
Na tração máxima do cabo, verificada a temperatura de 15º C, com vento máximo
ou á temperatura mínima sem vento;
–
no coeficiente de dilatação linear do cabo;
–
no peso, dimensões e formatação do cabo;
–
nas faixas de variação de temperatura de –10º C e 0º C a + 50º C de acordo com a
categoria da rede com incrementos de 5 em 5º C;
–
vãos de 20 a 800 m, com intervalos de 20 m.
15.1.2. Nas estruturas
As solicitações a que estarão submetidas as estruturas de suporte da rede, são
devidas aos esforços de tração dos condutores, à ação do vento, do próprio peso e
eventualmente de equipamentos.
O dimensionamento mecânico das estruturas será baseada nos valores máximos de
tração de projeto respeitando-se os coeficientes de segurança admissíveis para os
componentes da estrutura da linha (Anexo XIII - Tabela de Trações de Montagem).
O valor máximo de tração de projeto será o maior dos valores verificados em uma
das situações a seguir:
40% da Tração de Ruptura do cabo à temperatura de ≤ 15º C com vento máximo;
26%, 28% ou 32% da Tração de Ruptura do cabo à temperatura mínima e sem vento,
dependendo da categoria da rede rural (leve, média e pesada).
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15.1.2.1. Ação do Vento sobre as Estruturas
São consideradas as seguintes velocidades de vento máximo para linhas:
Leves : 80 km/h a temperatura de ≤ 15º C;
Médias: 100 km/h a temperatura de ≤ 15º C;
Pesadas: 130 km/h a temperatura de ≤ 15º C.
A pressão do vento atuando sobre superfície dos condutores e estruturas será
determinada pelas seguintes equações:
a – para superfícies planas
P = 0,00754 V2.
b – para superfície cilíndricas
P = 0,00471 V2
Sendo:
P = pressão do vento em daN/m2;
V = Velocidade do vento em km/h.
Nos condutores, nas condições acima, a pressão máxima de vento será:
Em linhas leves
30,14 daN/m2;
Em linhas médias 47,10 daN/m2;
Em linhas pesadas 79,60 daN/m2;
Obs.: Nos casos gerais devem ser consideradas linhas médias, em casos especiais pode
ser utilizado linhas leves ou pesadas, desde que, o projetista apresente a
memória de cálculo.
15.1.2.2. Temperaturas
Serão consideradas as seguintes:
Linhas leves
0º C a 50º C;
Linhas médias
-5º C a 50º C
Linhas pesadas
-10º C a 50º C.
15.1.3. Nos Postes
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Os esforços mecânicos a que estarão submetidos os postes, são devidos ao
tracionamento dos condutores, à ação dos ventos, ao peso próprio e dos
equipamentos nele instalados.
Na determinação desses esforços mecânicos estarão presentes as considerações
seguintes:
15.1.3.1. Resultantes dos Esforços
A resultante dos esforços calculada será transferida a 20 cm do topo do
poste e comparada com sua resistência nominal, devendo ser no máximo
igual a esta.
Todos os esforços excedentes a este valor deverão ser absorvidos através
de conveniente estaiamento.
15.1.3.2. O Anexo XIII apresenta em forma de tabelas, para todos os condutores, as
trações de montagem em função dos vãos e da temperatura.
15.1.3.3. As tabelas de flechas e trações são calculadas para vãos nivelados e
ancorados em ambas extremidades.
No caso de trechos nivelados, ancorados nos extremos e apoiados em
diversos pontos intermediários, para aplicar os resultados tabulados deve-se
calcular o vão regulador ou equivalente do trecho, cujo valor é dado por:
areg.√a31 + a32 + a33 + ... + a3 n-1
a1 + a2 + a3 + ... + a n-1
onde:
areg = comprimento em metros do vão regulador;
a1 + a2 + a3 + ... + a n-1, são os (n-1) comprimentos individuais dos vãos de
apoio ou suspensão do referido trecho, nivelado e ancorado nos extremos,
em metros.
15.2. Determinação das Estruturas
15.2.1. Tipo das Estrutura
As estruturas primárias a serem utilizadas, são as constantes da IT-005.03 –
Montagem de Redes e Linhas Aéreas Rurais de Distribuição.
15.2.2. Critérios para utilização de estruturas primárias.
15.2.2.1. As estruturas primárias deverão ser escolhidas de modo a resistir aos
esforços mecânicos de tração dos condutores, à ação do vento sobre a
estrutura e condutores, e em função do sistema adotado, do espaçamento
mínimo entre os condutores e da topografia do terreno. A escolha da
estrutura será conforme o Anexo XVI.
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Há todavia, situações em que mais de um tipo de estrutura é viável. Sendo
esse o caso, deve-se optar pelo tipo de construção mais econômica.
15.2.2.2. É recomendável evitar grandes variações no tamanho dos vãos contínuos,
procurando mantê-los próximo ao vão básico, escolhido para construção do
gabarito.
15.2.2.3. O anexo para a escolha de estruturas, determinam para a situações de
tangência e em ângulos, a limitação máxima de cada estrutura, de acordo
com a bitola dos condutores, e o ângulo de deflexão dos condutores.
Sendo inevitável o emprego de vãos ou ângulos superiores aos previstos nos
gráficos, deverá ser especificada uma estrutura especial, cujo desenho deve
fazer parte do projeto, de preferência constando da própria folha do perfil
onde está projetada.
Quando for necessário o emprego de estruturas de arrancamento usar os
tipos N4, TE, HT ou HTE com estais longitudinais e laterais.
É recomendável que a fração de linha, sem estrutura de ancoragem seja de
acordo com a tabela abaixo.
Cabo (mm2)
21 e 33
67
107
336
Tramo (m)
1200
1000
800
600
15.2.3. Estaiamento
O estaiamento deverá ser projetado quando os esforços impostos aos postes forem
superiores as resistências dos mesmos ou ainda, quando o solo não suportar estes
esforços. Normalmente esta situação ocorre em postes que sustentam estruturas de
encabeçamento, derivações em ângulo de linha.
O Estai de Âncora será utilizado nas seguintes condições:
- Em situação de arrancamento
- Em poste que não possuir equipamento
- Em estrutura de ângulo
Nos terrenos alagadiços ou brejos, onde é impraticável o estaiamento de âncora,
poderá ser usado o estai de pântano (sapatas para pântano), devendo-se estudar as
características específicas do terreno. Recomenda-se nestes casos reduzir o tamanho
do vão e se necessário a tensão dos condutores.
15.3 Emprego de Gabarito
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a)
Verificação de cabo baixo;
O vão básico ou de referência para construir o gabarito para verificação de cabo baixo é
140 m (Anexo XV – Tabela Para Construção de Gabarito).
b)
Verificação de arrancamento;
O vão utilizado para construir o gabarito para verificação de arrancamento é o dobro do
vão básico, pois o arrancamento é sempre verificado na estrutura comum a dois vãos
consecutivos. Isto se deve ao fato de que, para temperatura mínimas, a tração do cabo
varia pouco com o comprimento do vão.
c)
Linha da Estrutura e Linha Solo;
São linhas paralelas indicando respectivamente o pé das estruturas e a distância mínima,
do condutor ao solo, na pior situação.
Por exemplo, para poste de 11 m e distância mínima do condutor ao solo de 6,0 m
teríamos:
–
Linha de estrutura a 9,30 m abaixo da linha do condutor e
–
Linha do solo a 6,0 m abaixo da linha do condutor.
Em terrenos com topografia regular e que não exijam estudos especiais a localização
dos pontos de estruturas poderá ser feita conforme o desenho do Anexo III.
15.3.1. Gabaritos de vãos ancorados
O vão ancorado na realidade é um vão contínuo onde o número de vãos do trecho é
feito igual á unidade.
Deste modo o tratamento é análogo ao do vão contínuo. Devido á grande gama de
valores que o vão ancorado pode assumir são necessários diversos gabaritos. Para
contornar este problema pode-se trabalhar com o chamado “Gabarito de vãos
ancorados”.
Este gabarito fornece para cada comprimento de vão o valor real de flecha do vão
ancorado, porém tem o inconveniente de não ser uma catenária perfeita o que em
certas situações pode conduzir a erros de projeto.
15.4. Critérios para Utilização de Postes
Os postes a serem utilizados serão os de madeira, concreto duplo T ou circular, padronizados
e constantes da NT-001 – Materiais para Redes e Linhas Aéreas Rurais e Urbanas de
Distribuição de Energia Elétrica.
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15.5. Características Gerais
15.5.1. Disposição dos Condutores
Nos circuitos trifásicos, os condutores serão dispostos num mesmo plano horizontal
ou na disposição triangular, nos bifásicos num mesmo plano horizontal e, nos
monofásicos (FN), na disposição vertical.
15.5.2. Afastamento horizontal entre condutores
15.5.2.1. O espaçamento horizontal mínimo situado num mesmo plano horizontal
entre condutores de um mesmo circuito, poderá ser calculado pela expressão:
d = 0,00762 E + 0,368 √f
onde:
d = espaçamento horizontal mínimo entre condutores;
f = flecha máxima dos condutores a 50º C, em metros;
E = tensão nominal do circuito, entre fases, em kV.
15.5.3. Altura mínima dos condutores
15.5.3.1. A distância mínima entre o condutor mais baixo da linha de distribuição e o
solo deve ser de 6 m, na condição de flecha máxima, conforme o item
15.3.2.
15.5.3.2. Em travessias de rodovias e ferrovias a distância mínima entre condutores e
solo ou boleto dos trilhos deverá ter 7 e 9 m respectivamente. Em ferrovias
eletrificadas ou eletrificáveis a distância mínima do condutor ao boleto do
trilho é de 12 metros.
15.5.4. A Distância entre condutores de circuitos diferentes, deverá ser a constante o Anexo
XI.
15.5.5. Faixa de Segurança
15.5.5.1. Largura de Faixa
A largura mínima da faixa de segurança, no caso de uma única linha de
distribuição pode ser calculada pela expressão:
L = 2 (b + d + Du)
130
sendo:
L = largura da faixa, em metros;
b = distância horizontal do eixo do suporte ao ponto de fixação do condutor
mais afastado desse eixo, em metros;
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d = soma das projeções horizontais da flecha do condutor e do comprimento
da cadeia de isoladores, na condição de máximo deslocamento do condutor
em metros;
Du = distância em metros, numericamente igual a tensão nominal da linha,
em kV.
Para abranger a maioria das situações incluindo vãos longos, pode-se admitir
uma faixa de segurança de 20 m, sem prejuízo das letras s e v do item 10.2.
A altura máxima da vegetal dentro da faixa de segurança deverá ser de 40
cm. Deve-se limpar (capinar) a base do poste no raio de 1,5m.
15.5.5.2. Poda de árvores
Deverá ser consultado o IBAMA quanto a poda de árvore. Nos casos em que
for necessário podar árvores, junto á faixa de segurança, a altura máxima,
após a poda, não deverá ser maior do que:
H = √h2 + (B – b)2 - Du
130
onde:
H = altura após a poda, em metros;
h = distância vertical entre o condutor na condição de flecha máxima, e o
plano horizontal passando pelo solo junto ao tronco da árvore, em
metros;
B = distância horizontal entre o eixo do suporte e o tronco da árvore em
metros;
b – distância horizontal entre o eixo do suporte, ao ponto de fixação do
condutor mais afastado desse eixo, em metros;
Du - distância em metros numericamente igual à tensão nominal da rede, em
kV.
15.5.6. Aproximação de aeródromos
Quando houver necessidade de traçado da LDR/RDR passar próximo a aeródromos,
deverá ser observado o plano básico de zonas de proteção de aeródromos (Anexo V)
e o órgão responsável pela administração do aeródromo
15.5.7. Apresentação de Projetos
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O projeto deverá ser apresentado, conforme a Norma de Apresentação de Projetos IT-003.04;
16. ANEXOS
ANEXO I
–
CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO.
ANEXO II
–
CORREÇÃO DE PERFIL DE TENSÃO COM REGULADORES
ANEXO III
–
UTILIZAÇÃO DO GABARITO
ANEXO IV
–
NÍVEIS DE ISOLAMENTO
ANEXO V
–
PLANO BÁSICO DE ZONA DE PROTEÇÃO DE AERÓDROMO
ANEXO VI
–
FATOR DE MULTIPLICAÇÃO, PARA DETERMINAÇÃO DA
DEMANDA
ANEXO VII
–
COEFICIENTES DE SEGURANÇA
ANEXO VIII
–
FICHA DE LEVANTAMENTO CADASTRAL RURAL
ANEXO IX
–
LIMPEZA DE FAIXA
ANEXO X
–
PAPEL PARA DESENHO DO PROJETO DE REDES DE
DISTRIBUIÇÃO RURAL – FORMATO A1 (Exemplo)
ANEXO XI
–
DISTÂNCIA MÍNIMA DE CRUZAMENTO
ANEXO XII
–
TABELA DE TRAÇÕES DE MONTAGEM
ANEXO XIII
–
TABELA DE FLECHAS
ANEXO XIV
–
TABELA PARA CONSTRUÇÃO DE GABARITO
ANEXO XV
–
TABELA E ABACO DE APLICAÇÃO DE ESTRUTURA
17. VIGÊNCIA
Este Instrução terá vigência a partir de Março/2002.
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18. APROVAÇÃO
Engº. Luiz Carlos Coelho
Diretor Técnico
Engº. Éder Antoniassi
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ANEXO I
IA - FORMULÁRIO PARA CÁLCULO DE
QUEDA DE TENSÃO PRIMÁRIA
IB - FORMULÁRIO PARA CÁLCULO DE
QUEDA DE TENSÃO SECUNDÁRIA
IC - EXEMPLOS DO CÁLCULO
QUEDA DE TENSÃO
DE
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IA - CÁLCULO DA QUEDA DE TENSÃO PRIMÁRIA
Obra: ______________________________________________________________________
Município: __________________________________________________________________
Carga Instalada : ______________________KVA.
Primária : ____________V Secundária :_____________V
FP : ______________
Esquema :
Referência :
Trecho
Carga - MVA
Momento
Distribuida Acum. final
Designação Compriment
o
Km
A
B
no Trecho
do trecho
x 0,3
x 0,3
C
D
C/2 + D
ExB
Bitola
do
Condutor
Queda de Tensão %
Coeficiente
No trecho
Acumulada
Unitário
FxH
no final
do trecho
E
Calculado por:............................................
F
G
H
I
data:...../....../......
J
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IB - CÁLCULO DA QUEDA DE TENSÃO SECUNDÁRIA
Obra: ______________________________________________________________________
Município: __________________________________________________________________
Carga Instalada : ______________________KVA.
Primária : ____________V Secundária :_____________V
FP : ______________
Esquema :
Referência :
Trecho
Carga - MVA
Momento
Distribuida Acum. final
Designação Compriment
o
Hm
A
B
no Trecho
do trecho
x 0,3
x 0,3
C
D
C/2 + D
ExB
Bitola
do
Condutor
Queda de Tensão %
Coeficiente No trecho
Unitário
FxH
Acumulada
no final
do trecho
E
Calculado por:............................................
F
G
H
I
data:...../....../......
J
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IC - EXEMPLO DO CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO
PRIMÁRIA
Obra : Exemplo 1____________________________________________________________
Município : Porto Velho_______________________________________________________
Carga Instalada : _________15_KVA.
Primária : _13,8/√3_KV Secundária :_220/127_V
FP : _1__
Esquema :
9,0 Km
A
B
Rede primária
existente
15 KVA
Referência :
Trecho
Carga - MVA
Momento
Distribuida Acum. final
Designação Compriment
o
Km
A
A-B
B
9,0
no Trecho
do trecho
x 0,3
x 0,3
C
0
D
0,0045
C/2 + D
ExB
Bitola
do
Condutor
Queda de Tensão %
Coeficiente No trecho
Unitário
FxH
Acumulada
no final
do trecho
E
0,0045
F
0,0405
G
33 CAA
H
0,5515
I
0,022
J
0,022
QT < 2,5
A-B
9,0
0
0,0045
0,0045
0,0405
67 CAA
0,2921
0,011
0,011
QT < 2,5
Comentários :
Pode-se notar, pelas características construtivas da rede, que tanto o cabo 33CAA quanto o cabo
67 CAA , atendem ao critério de queda de tensão de 2.5% . Por questões de economicidade o cabo 33
CAA deverá ser o adotado.
Calculado por:CERON...........................
data:...../....../......
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ANEXO II - CORREÇÃO DE PERFIL DE TENSÃO COM REGULADORES.
Poto limite para o
instalação do regulador
R
R
V
V
MÁX.
MÁX.
MIN.
MIN.
CASO GENÉRICO
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ANEXO III – UTILIZAÇÃO DO GABARITO
GABARITO PARA VÃOS CONTINUOS - CAA
LINHA DO CONTORNO= 50 ºC
LINHA DO SOLO= 50 ºC
LINHA DA ESTRUTURA= 50 ºC
GABARITO 0 ºC
ESCALAS :
VERTIVCAL : 1 : 500
HORIZONTAL : 1 : 5000
GABARITO : 0º C
NOTAS :
1 - ESTRUTURA SOB ESFORÇO DE ARRANCAMENTO
2 - ESTRUTURA SEM ESFORÇO DE ARRANCAMENTO
DEVIDO A MAIOR ALTURA DO POSTE
3 - ESTRUTURA SEM ESFORÇO DE ARRANCAMENTO
DEVIDO AO DESLOCAMENTO DO PÉ DA MESMA
2
1
3
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ANEXO IV – NÍVEIS DE ISOLAMENTO
CIRCUITO
PRIMÁRIO
15
TESNSÃO SUPORTÁVEL
SOB IMPULSO
ATMOSFÉRICO MÍNIMO
(KV)
110
15 B
95
34,5
200
NÍVEL DE ISOLAMENTO
(KV)
125
34,5 B
150 (1)
(1) Para equipamentos de maior responsabilidade, tais como: transformador, religador, regulador, etc.
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ANEXO V – PLANO BÁSICO DE ZONA DE PROTEÇÃO DE AERÓDROMO
CONFORME DECRETO Nº 83.399 DE 03-05-79
PUBLICAÇÃO DO DIÁRIO OFICIAL DE 04-05-79
b
a
a
b
60
M
RA
RA
M
60
PA
PA
2
2
L
.
.
.
60
c
A1
MP
RA
.
=
50
00
10º
60
7000
c
R
RA
MP
A1
ÁREA DE
0°
.0
90
.
APROXIMAÇÃO
d
.
.
90
.0
0°
7000
c
PISTA
3
1
2
.
ÁREA DE
TRANSIÇÃO
ÁREA DE
COTA NULA
d
ÁREA DE TRANSIÇÃO
.
ÁREA DE
0°
.0
90
APROXIMAÇÃO
10º
ÁREA HORIZONTAL 1
10º
ÁREA HORIZONTAL 2
1
4
.
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ANEXO V
CLASSE
AERÓDRO
MO
A
B
C
D
E
COMPRIMENTO
DA PISTA
LARGURA
DA PISTA
E (m)
L (m)
2100
1500
900
750
600
ou MAIS
à 2099
à 1499
à
899
à
749
45
45
30
23
18
ÁREA DE
ÁREAS DE
COTA ÚNICA APROXIMAÇÃ
O
RAMPA
d(m)
a(m)
;
I
700
60
60
60
60
150
120
100
50
50
25º
25º
25º
10º
10º
1 : 50
1 : 50
1 : 50
1 : 40
1 : 40
ÁREAS DE
TRANSIÇÃO
♣
65º
65º
65º
80º
80º
ÁREA
HORIZONTAL
RAMPAI (ALTITUDE 60m)
I
1:7
1:7
1:7
1:7
1:7
II (R = 20.000)
II (R = 20.000)
II (R = 20.000)
I (R = 5.000)
I (R = 5.000)
LEGENDA
1 ) – Plano horizontal que limita o aproveitamento, em altura, na área horizontal I e II
2 ) – Rampa que limita o aproveitamento, em altura, na área de aproximação.
3 ) – Mesmo nível da cabeceira da pista.
4) – Rampa que limita o aproveitamento, em altura, na área de transição.
Notas:
b`
b
1) As dimensões “b” e “c” variam em função do desnível da pista do aeródromo.
2) A atitude do plano horizontal deve ser 60 metros acima da elevação do aeródromo (altitude de ponto
mais elevado da pista de pouso).
3) As rampas I referem-se às cotas dos cabeceiras da pista.
b
b`
b > b`
1
PA
PA
RA
M
1
RA
M
60
COTA 60
COTA NULA
c`
c
C > C`
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ANEXO VI – FATOR DE MULTIPLICAÇÃO, PARA DETERMINAÇÃO DA
DEMANDA
Fator de multiplicação, para determinação da demanda no final do período em
função da taxa de crescimento.
TAXA
DE
CRESCIMENTO %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
PERÍODO
(ANOS)
5
10
1,051 1,105
1,104 1,219
1,159 1,344
1,217 1,480
1,276 1,629
1,338 1,791
1,403 1,967
1,469 2,159
1,539 2,367
1,611 2,594
1,685 2,839
1,762 3,106
1,842 3,395
1,925 3,707
2,011 4,046
2,100 4,411
2,192 4,807
2,288 5,234
2,386 5,695
2,488 6,192
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ANEXO VII – COEFICIENTES DE SEGURANÇA
ELEMENTOS DA LINHA
Condutores, Cabos de Aço e Cabos em
Geral
Isoladores e Ferragens de Modo Geral
COEFICIENTE
SEGURANÇA MÍNIMA
(CR / CT)
2
2
Pinos
2
Conexões, Amarrações
2
Postes de Concreto e Elementos De
Concreto
Postes de Madeira e Elementos De Madeira
2,4
Fundação, Elementos Tubulares Metálicos e
outros
2
CR = Carga de Ruptura do Material
CT = Carga Máxima de Trabalho Imposta ao Material
4
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ANEXO VIII – FICHA DE LEVANTAMENTO CADASTRAL
FICHA DE LEVANTAMENTO CADASTRAL RURAL
Nº______
Município: ___________________________________________________________________
Nome do proprietário:__________________________________________________________
Endereço: (rua, nº, cidade, fone) _________________________________________________
ITEM
CARGA A SER INSTALADA
WATT TOTAL
Horário
WATT
Nº DESCRIÇÃO - APARELHOS CV
Diurno Noturno Diurno e de
UNIT.
Noturno Funcionamento
Lâmpadas
Ferro elétrico
Chuveiro elétrico
Televisor
Rádio
Geladeira
Máquina de lavar roupa
Ventilador
Liqüidificador
Bomba d’água
Triturador de grãos
Picadeira de cana
Serra circular
Misturador de ração
Motor de irrigação
Motor esmeril
Motor pulverização
* Apenas para manobras a 10HP TOTAL
- Área em alqueires do proprietário
- Número de casas habitadas
Renda bruta anual R$ _____________________
Atividades principais: ____________________________ Proprietário interessado ______________________________________________ Proprietário não interessado –
______________________________________________ Proprietário não encontrado –
VISTO DO PROPRIETÁRIO OU ADMINISTRADOR
Observações: _________________________________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________
VISTO DO CADASTRADOR
___/___/___
DATA
Trafo KVA
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ANEXO IX – LIMPEZA DA FAIXA
Eixo da Linha
10.00
10.00
20.00
DECLIVIDADE INFERIOR A 20%
E ix o d a L in h a
1 2 .0 0
8 .0 0
2 0 .0 0
DECLIVIDADE IGUAL OU SUPERIOR A 20%
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7.50
5.00
5.00
7.50
ANEXO IX – LIMPEZA DA FAIXA
3.00
7.00
7.00
10.00
3.00
10.00
20.00
8.40
3.60
5.60
12.00
2.40
8.00
20.00
DECLIVIDADE IGUAL OU INFERIOR A 20%
7.50
5.00
5.00
7.50
DECLIVIDADE INFERIOR A 20%
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ANEXO IX – LIMPEZA DA FAIXA
Centro do Poste
3.00
D= Distância entre Poste
7.50
5.00
5.00
7.50
Eixo da Linha
7.00
1.69
7.00
D
10.00+ D/2
10.00+ D/2
20.00+ D
DECLIVIDADE INFERIOR A 20%
Centro do Poste
3.60
8.40
D
12.00+ D/2
5.60
8.00+ D/2
20.00+ D
DECLIVIDADE IGUAL OU SUPERIOR A 20%
7.50
5.00
5.00
7.50
Eixo da Linha
2.40
CERON
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IT
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ANEXO X – PAPEL PARA DESENHO DO PROJETO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL
– FORMATO A1 (Exemplo)
LEGENDA
175
10
10
574
10
806
25
PLANIMETRIA
ALTIMETRIA
50
404
Dimensões em milímetros
170
ANEXO XI – DISTÂNCIA MÍNIMA DE CRUZAMENTO
TENSÃO E (KV)
LINHA DO
PLANO
INFERIOR
DISTÂNCIA MÍNIMA ( m )
LINHA DO
PLANO
SUPERIOR
COND. NÚ
0,6
13,8
34,5
1,0
2,5
2,5
COND. ISOL.
0,5
1,5
1,8
0,6
0,6
0,8
1,0
13,8
-
0,8
0,9
34,5
-
-
0,9
COMUNICAÇÃO
69
88
1,7 + 0,02 b 1,89 + 0,02 b
138
230
500
765
2,39 + 0,02 b
3,31 + 0,02 b
6,01 + 0,02 b
0,66 + 0,02 b
b – Distância em metro do ponto de cruzamento a estrutura mais próxima da linha de transmissão.
NOTAS:
1 – Quando as duas estruturas da linha de transmissão (LT), no vão da travessia, forem ancorados, despreza-se a parcela 0,2 b.
2 – Quando uma das estruturas da LT, no vão da travessia, for de ancoragem e a outra de suspensão, a parcela 0,02 b deverá ser substituída pelo
valor de abaixamento do cabo, devido ao rompimento deste no vão adjacente à estrutura de suspensão, calculado no ponto da travessia.
TEMP
ºC
20
40
60
80
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
218
199
181
162
144
126
108
90
73
57
217
198
180
162
145
127
111
95
80
68
215
197
180
162
146
130
115
101
88
78
212
195
179
162
147
132
119
107
96
87
15
189
207
228
ANEXO XII - TRAÇÕES DE MONTAGEM EM daN
CABO 21 CAA - SEM VENTO – MÓDULO FINAL
VÃOS (metros)
100 120 140 160 180 200 220 240 260 280
209 206 203 199 180 158
193 191 188 186 169 150
177 176 175 174 159 143
162 162 162 162 150 136
148 150 151 152 141 130
135 138 140 142 134 124
123 127 130 134 127 119
112 117 122 126 121 114
103 109 114 119 115 110
94 101 107 112 110 106
TRAÇÕES MÁXIMAS EM daN
248 268 287 304 320 325 325
TEMP
ºC
420
440
460
480
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
99
98
98
97
96
95
95
94
93
92
98
98
97
96
95
95
94
93
93
92
97
97
96
95
95
94
94
93
92
92
97
96
95
95
94
94
93
93
92
92
15
325
325
325
500
520
540
560
300
320
340
360
380
400
131 123 117 112
126 119 114 110
122 116 111 108
118 113 109 106
115 110 107 104
112 108 105 102
109 105 103 101
106 103 101 99
103 101 99
98
101 99
97
96
VENTO = 47,10 daN / m2
325 325 325 325 325
109
107
105
104
102
101
99
98
96
95
106
104
103
102
100
99
98
97
96
94
104
103
101
100
99
98
97
96
95
94
102
101
100
99
98
97
96
95
94
93
101
100
99
98
97
96
95
94
94
93
325
325
325
325
325
700
720
740
760
780
800
93
93
92
92
93
92
92
92
92
92
92
92
92
92
92
92
92
92
91
91
91
91
91
91
91
91
91
91
91
91
91
91
91
91
90
90
90
90
90
90
VENTO = 47,10 daN / m2
325 325 325 325 325
92
92
92
91
91
91
91
90
90
90
92
92
91
91
91
91
91
90
90
90
92
92
91
91
91
91
90
90
90
90
92
91
91
91
91
91
90
90
90
90
91
91
91
91
91
91
90
90
90
90
325
325
325
325
325
142
136
131
126
121
117
113
109
106
103
VÃOS (metros)
580 600 620 640
96
95
95
94
94
94
95
95
94
94
94
93
95
94
94
94
93
93
94
94
93
93
93
93
94
93
93
93
92
92
93
93
93
92
92
92
93
92
92
92
92
92
92
92
92
92
91
91
92
92
91
91
91
91
91
91
91
91
91
91
TRAÇÕES MÁXIMAS EM daN
325 325 325 325 325 325 325
93
93
93
92
92
92
91
91
91
90
660
680
TEMP
ºC
20
40
60
80
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
349
319
289
260
230
201
172
144
117
91
347
317
289
260
232
204
177
152
129
108
344
315
287
260
233
208
183
161
141
124
340
312
286
260
235
212
190
171
153
139
15
244
267
294
ANEXO XII - TRAÇÕES DE MONTAGEM EM daN
CABO 33 CAA - SEM VENTO – MÓDULO FINAL
VÃOS (metros)
100 120 140 160 180 200 220 240 260 280
335 330 324 319 288 253
309 305 301 298 270 240
284 282 280 278 254 228
260 260 260 260 240 217
237 239 241 243 226 207
216 220 224 228 214 198
197 203 209 214 203 190
180 188 195 201 193 183
164 174 183 190 184 176
151 162 172 180 176 170
TRAÇÕES MÁXIMAS EM daN
321 346 370 392 413 419 419
TEMP
ºC
420
440
460
480
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
159
158
156
155
154
153
151
150
149
148
157
156
155
154
153
152
150
149
148
147
156
155
154
153
152
151
150
149
148
147
155
154
153
152
151
150
149
148
147
147
15
419
419
419
500
520
540
560
300
320
340
360
380
400
209 196 187 179
202 191 182 176
196 186 178 173
190 181 175 170
184 177 171 167
179 172 168 164
174 168 164 161
169 165 161 159
165 161 158 156
161 158 156 154
VENTO = 47,10 daN / m2
419 419 419 419 419
174
171
168
166
163
161
159
156
154
152
170
167
165
163
161
159
157
155
153
151
166
164
162
160
158
157
155
153
152
150
163
161
160
158
157
155
154
152
151
149
161
159
158
156
155
154
152
151
150
149
419
419
419
419
419
700
720
740
760
780
800
149 148 148 148
148 148 148 147
148 147 147 147
147 147 147 146
147 147 146 146
146 146 146 146
146 146 145 145
145 145 145 145
145 145 145 145
145 144 144 144
VENTO = 47,10 daN / m2
419 419 419 419 419
147
147
147
146
146
145
145
145
144
144
147
147
146
146
146
145
145
145
144
144
147
146
146
146
145
145
145
144
144
144
147
146
146
146
145
145
145
144
144
144
146
146
146
145
145
145
145
144
144
144
419
419
419
419
419
228
218
209
201
194
187
181
175
170
165
VÃOS (metros)
580 600 620 640
153 153 152 151 150 150
153 152 151 150 150 149
152 151 150 150 149 149
151 150 150 149 149 148
150 149 149 148 148 148
149 149 148 148 147 147
148 148 148 147 147 146
148 147 147 147 146 146
147 147 146 146 146 145
146 146 146 145 145 145
TRAÇÕES MÁXIMAS EM daN
419 419 419 419 419 419 419
149
149
148
148
147
147
146
146
145
145
660
680
TEMP
ºC
20
40
60
80
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
886 882
811 808
736 734
661 661
587 589
512 518
438 451
366 386
298 326
232 275
875
802
731
661
594
528
467
410
365
317
864
795
726
661
598
539
485
435
390
352
15
509
613
557
853 838 826 811 731 645
786 778 766 757 688 611
722 717 712 707 648 581
661 661 661 661 610 554
603 610 614 619 576 528
550 560 571 579 546 506
501 517 531 544 517 483
458 478 496 512 493 466
418 443 464 483 469 448
384 413 437 458 448 432
TRAÇÕES MÁXIMAS EM daN
669 722 771 817 861 1420 1420
TEMP
ºC
420
440
460
480
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
405
402
397
394
390
389
386
382
379
376
400
397
394
390
389
386
382
381
378
374
397
394
390
389
386
384
381
379
376
374
394
390
389
386
384
381
379
378
374
373
15
ANEXO XII - TRAÇÕES DE MONTAGEM EM daN
CABO 67 CAA - SEM VENTO – MÓDULO FINAL
VÃOS (metros)
100 120 140 160 180 200 220 240 260 280
500
520
540
560
300
320
340
360
380
400
533 499 475 456
515 485 464 448
498 472 454 440
482 461 445 432
467 450 435 424
454 438 427 418
442 429 418 410
430 419 411 403
419 410 403 397
410 402 398 392
VENTO = 47,10 daN / m2
1420 1420 1420 1420 1420
443
435
429
422
416
410
403
398
394
387
432
426
419
414
408
403
398
394
389
384
422
418
413
408
403
398
394
390
386
382
416
411
406
403
398
395
390
387
384
379
410
405
402
398
395
390
387
384
381
378
579
555
533
512
493
475
459
445
432
419
VÃOS (metros)
580 600 620 640
390 389 386 384 382 381
389 386 384 382 381 379
386 384 382 381 379 378
384 382 381 379 378 378
382 381 379 378 376 376
379 379 378 376 374 374
378 376 376 374 373 373
376 374 374 373 373 371
374 373 373 371 371 370
371 371 371 370 370 368
TRAÇÕES MÁXIMAS EM daN
1420 1420 1420 1420 1420 1420 1420 1420 1420 1420
700
720
740
760
780
800
379 378 376 376
378 376 376 374
376 376 374 374
374 374 373 373
374 373 373 371
373 371 371 371
371 371 370 370
370 370 370 368
370 368 368 368
368 368 366 366
VENTO = 47,10 daN / m2
1420 1420 1420 1420 1420
374
374
373
373
371
370
370
368
368
366
374
373
373
371
371
370
370
368
366
366
373
373
371
371
370
370
368
368
366
366
373
373
371
371
370
370
368
368
366
366
373
371
371
370
370
368
368
366
366
365
379
379
378
376
374
373
373
371
370
368
660
680
1420 1420 1420 1420 1420
1420 1420 1420 1420 1420
TEMP
ºC
20
40
60
80
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
1110
1016
922
828
734
641
549
459
372
291
1104
1011
919
828
738
649
564
483
410
345
1095
1004
915
828
743
661
584
514
450
396
1082
995
910
828
749
675
606
544
489
441
15
952
ANEXO XII - TRAÇÕES DE MONTAGEM EM daN
CABO 107 CAA - SEM VENTO – MÓDULO FINAL
VÃOS (metros)
100 120 140 160 180 200 220 240 260 280
1067 1050 1033 1015 916 806
984 972 960 948 861 765
904 898 892 886 810 727
828 828 828 828 764 692
756 762 768 774 721 661
688 702 714 725 683 632
627 647 665 681 648 606
572 598 621 641 616 582
524 554 581 606 587 560
481 516 516 573 561 540
TRAÇÕES MÁXIMAS EM daN
972 1005 1035 1071 1106 1139 1171 1201 1147
TEMP
ºC
420
440
460
480
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
506
502
498
494
490
486
482
478
475
471
501
497
493
490
486
483
479
476
473
470
496
493
489
486
483
480
477
474
471
468
492
489
486
483
480
478
475
472
469
467
15
944
932
932
500
520
540
560
300
320
340
360
380
400
667 625 595 572
644 608 581 561
623 592 568 550
604 577 556 540
586 562 545 531
569 549 534 522
553 537 524 514
539 525 514 505
525 514 505 497
512 503 496 490
VENTO = 47,10 daN / m2
1104 1069 1041 1018 1000
554
545
536
528
520
513
505
498
492
485
540
533
525
518
512
505
499
493
487
481
529
522
516
510
505
499
494
488
483
478
520
514
509
504
499
494
489
484
480
475
512
507
503
498
494
489
485
481
477
473
984
972
961
951
944
700
720
740
760
780
800
474 473 471 470
472 471 470 469
471 470 469 468
469 468 467 466
468 467 466 465
466 465 465 464
465 464 463 463
463 463 462 462
462 461 461 460
460 460 460 459
VENTO = 47,10 daN / m2
905 905 905 905 905
469
468
467
466
465
463
462
461
460
459
468
467
466
465
464
463
462
461
460
458
467
466
465
464
463
462
461
460
459
458
467
466
465
464
463
462
461
460
459
458
466
465
464
463
462
461
460
459
458
458
905
905
905
905
905
725
694
666
641
617
596
576
557
540
524
VÃOS (metros)
580 600 620 640
489 486 483 481 479 477
486 483 481 479 477 475
483 481 479 477 475 473
481 478 476 475 473 472
478 476 474 473 471 470
476 474 472 471 469 468
473 471 470 469 468 467
471 469 468 467 466 465
468 467 466 465 464 463
466 465 464 463 462 462
TRAÇÕES MÁXIMAS EM daN
932 919 919 913 913 913 905
475
474
472
470
469
467
466
464
463
461
660
680
ANEXO XIII - FLECHAS DO CABO BÁSICO EM METROS - LINHAS MÉDIAS
TEMP
ºC
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
TEMP
ºC
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
20
40
60
80
100
120
CABO 21 CAA – MÓDULO INICIAL
VÃOS (metros)
140 160 180 200 220 240 260
280
300
320
340
360
380
400
0,021 0,083 0,187 0,336 0,530 0,774 1,068 1,414 1,817 2,544 3,437 4,479 5,647 6,931 8,319 9,811 11,40 13,09 14,88 16,76
0,022 0,089 0,201 0,361 0,569 0,827 1,137 1,500 1,920 2,672 3,582 4,633 5,806 7,091 8,479 9,970 11,56 13,25 15,04 16,92
0,024 0,097 0,218 0,390 0,612 0,886 1,212 1,592 2,027 2,802 3,727 4,786 5,962 7,248 8,637 10,13 11,71 13,41 15,19 17,08
0,026 0,106 0,238 0,422 0,660 0,950 1,293 1,689 2,139 2,935 3,873 4,938 6,117 7,404 8,792 10,28 11,87 13,56 15,35 17,23
0,029 0,116 0,260 0,459 0,713 1,020 1,380 1,791 2,256 3,069 4,018 5,088 6,270 7,558 8,946 10,43 12,02 13,71 15,50 17,38
0,032 0,129 0,286 0,502 0,772 1,096 1,471 1,897 2,377 3,206 4,164 5,239 6,423 7,711 9,100 10,59 12,17 13,86 15,65 17,53
0,037 0,145 0,318 0,550 0,838 1,178 1,568 2,008 2,499 3,342 4,308 5,387 6,572 7,862 9,250 10,74 12,32 14,01 15,80 17,66
0,042 0,164 0,354 0,604 0,908 1,264 1,668 2,121 2,624 3,479 4,450 5,533 6,720 8,010 9,399 10,89 12,48 14,16 15,95 17,83
0,049 0,187 0,396 0,613 0,984 1,354 1,771 2,236 2,751 3,616 4,593 5,679 6,868 8,159 9,548 11,04 12,63 14,31 16,01 17,98
0,059 0,216 0,444 0,728 1,064 1,447 1,878 2,354 2,878 3,751 4,733 5,822 7,012 8,304 9,694 11,18 12,77 14,46 16,24 18,13
420
440
460
480
500
520
540
560
VÃOS (metros)
580 600 620 640
660
680
700
720
740
760
780
800
18,88 20,83 23,09 25,35 27,67 30,14 32,72 35,31 38,04 41,04 43,78 46,80 49,91 53,12 56,42 59,82 63,32 66,91 70,59 74,38
19,04 20,99 23,25 25,50 27,82 30,29 32,87 35,46 38,19 41,19 43,94 46,95 50,07 53,27 56,58 59,98 63,47 67,06 70,75 74,53
19,19 21,14 23,41 25,66 27,97 30,45 33,02 35,62 38,35 41,34 44,09 47,11 50,22 53,43 56,73 60,13 63,62 67,21 70,90 74,68
19,35 21,29 23,56 25,81 28,12 30,60 33,17 35,77 38,50 41,49 44,24 47,26 50,37 53,58 56,88 60,28 63,77 67,36 71,05 74,83
19,51 21,44 23,72 25,97 28,27 30,76 33,32 35,92 38,65 41,64 44,40 47,41 50,52 53,73 57,03 60,43 63,93 67,52 71,20 74,98
19,66 21,59 23,87 26,12 28,42 30,91 33,47 36,08 38,81 41,79 44,55 47,56 50,68 53,88 57,19 60,58 64,08 67,67 71,35 75,13
19,82 21,74 24,03 26,28 28,57 31,06 33,82 36,23 38,96 41,94 44,70 47,72 50,83 54,03 57,34 60,73 64,23 67,82 71,50 75,29
19,97 21,89 24,18 26,43 28,72 31,21 33,77 36,38 39,11 42,09 44,85 47,87 50,98 54,18 57,49 60,89 64,38 67,97 71,65 75,44
20,12 22,04 24,33 26,58 28,87 31,36 33,92 36,53 39,26 42,24 45,00 48,02 51,13 54,34 57,64 61,04 64,53 68,12 71,80 75,59
20,27 22,19 24,48 26,73 29,02 31,51 34,07 56,68 39,41 42,34 45,15 48,17 51,28 54,49 57,79 61,19 64,68 68,27 71,95 75,74
OBSERVAÇÃO: As flechas apresentadas acima são para condutores esticados em ar calmo (Lançado sem pré-tensionamento), suportes no
mesmo nível e foram calculados para cabos 21 CAA. São comuns para os cabos 33 CAA, 67 CAA e 107 CAA.
ANEXO XIV - TABELA PARA CONSTRUÇÃO DE GABARITOS - LINHAS MÉDIAS
VÃO BÁSICO = 320
VÃOS ( m )
FLECHAS
VÃOS ( m )
FLECHAS
VÃOS ( m )
FLECHAS
20
40
60
80
0,0452 0,1808 0,4067 0,7231
300
320
340
360
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
1,130
1,627
2,214
2,892
3,661
4,519
5,468
6,508
7,637
8,858
380
400
420
440
460
480
500
520
540
560
10,168 11,569 13,060 14,642 16,314 18,077 19,930 21,873 23,906 26,030 28,245 30,550 32,945 35,430
580
600
620
640
660
680
700
720
740
760
780
800
38,006 40,673 43,429 46,276 49,214 52,242 55,360 58,569 61,868 65,257 68,737 72,307
VÃO BÁSICO = 140
VÃOS ( m )
FLECHAS
20
60
80
100
0,0396 0,1584 0,3563 0,6335 0,9898
VÃOS ( m )
300
FLECHAS
8,908
VÃOS ( m )
580
FLECHAS
40
320
340
360
380
120
140
160
180
200
220
240
260
280
1,425
1,940
2,534
3,207
3,959
4,791
5,701
6,691
7,760
400
420
440
460
480
500
520
540
560
10,136 11,442 12,828 14,293 15,837 17,460 19,162 20,944 22,805 24,745 26,764 28,862 31,040
600
620
640
660
680
700
720
740
760
780
800
33,297 35,633 38,048 40,542 43,116 45,768 48,500 51,311 54,201 57,171 60,219 63,347
ANEXO XV - TABELA E ABACO DE APLICAÇÃO DE ESTRUTURAS - LINHAS MÉDIAS
VÃO (m)
CONDUTORES 3#21mm² (4 AWG) - CAA
550
HT
**
500
480
HT
***
400
TE
***
ou
**-1E
TE
**
SIMB.
Kg
POSTE
*
200
D.T
**
400
D.T
***
600
D.T
****
800
D.T
*****
1000
D.T
300
220
200
160
100
N4
**
N1
*
0°
N1
**
10°
N2
***
20°
30°
40°
50°
N3
****
ou
**
1E
N3-N3
***
2E
N4
***
ou
**-1E
60°
70°
80°
90°
Fim de
Linha
ANEXO XV - TABELA E ABACO DE APLICAÇÃO DE ESTRUTURAS - LINHAS MÉDIAS
VÃO (m)
CONDUTORES 3#33mm² (2 AWG) - CAA
HT
**
500
480
HT
***
400
HT
***-3E
TE
***-2E
ou
*****
TE
***
TE
***-3E
SIMB.
Kg
POSTE
*
200
D.T
**
400
D.T
***
600
D.T
****
800
D.T
*****
1000
D.T
300
220
200
100
N1
**
N4
**
N2
**
N2
***
N1
*
0°
10°
20°
N3-N3
***
2E
N4
**-3E
ou
****
30°
40°
50°
60°
70°
N3
****
ou
**
1E
80°
90°
Fim de
Linha
ANEXO XV - TABELA E ABACO DE APLICAÇÃO DE ESTRUTURAS - LINHAS MÉDIAS
VÃO (m)
CONDUTORES 3#67mm² (2/0 AWG) - CAA
550
HT
***
2E
500
480
400
TE
***-2E
ou
*****
1E
TE
****
300
HT
***
5E
TE
****
2E
SIMB.
Kg
POSTE
*
200
D.T
**
400
D.T
***
600
D.T
****
800
D.T
1000
D.T
*****
220
200
100
N1
**
N4
***
N2
***
N4
***
N4
***-1E
ou
****
N1
*
0°
10°
20°
30°
N4
***-2E
40°
N3-N3
*****
3E
50°
60°
70°
N3
****
1E
80°
90°
Fim de
Linha
ANEXO XV - TABELA E ABACO DE APLICAÇÃO DE ESTRUTURAS - LINHAS MÉDIAS
VÃO (m)
CONDUTORES 3#107mm² (4/0 AWG) - CAA
550
500
480
HT
***
400
TE
*****
1E
TE
*****
HT
****
5E
HT
***
4E
220
200
N4
100
****
N1
**
N2
***
N4
*****
ou
****-1E
N4
*****
1E
HT
****
2E
N1
*
0°
10°
20°
30°
40°
Kg
POSTE
*
200
D.T
**
400
D.T
***
600
D.T
****
800
D.T
1000
D.T
*****
300
150
SIMB.
50°
60°
FIM DE