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Critérios para Elaboração de Projeto de Rede de Distribuição Aérea
NOR.DISTRIBU-ENGE- 0123 REV.: 00
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DATA DE APROVAÇÃO: 18/12/
1. OBJETIVO
Estabelecer critérios para a elaboração de projetos de rede de distribuição aérea em tensão até 36,2 kV.
2. RESPONSABILIDADES
Compete aos órgãos de planejamento, projeto, construção, manutenção, operação e engenharia, cumprir e fazer cumprir este instrumento normativo.
3. DEFINIÇÕES
3.1 Área urbana Definido de acordo com o sistema de cadastro centralizado da distribuidora.
3.2 Cabo coberto Cabo dotado de cobertura protetora extrudada de material polimérico, visando à redução da corrente de fuga em caso de contato acidental do cabo com objetos aterrados e diminuição do espaçamento entre condutores.
3.3 Carga instalada Soma das potências nominais dos equipamentos elétricos instalados na unidade consumidora, em condições de entrar em funcionamento, expressa em quilowatts.
3.4 Demanda Média das potências elétricas instantâneas solicitadas ao sistema elétrico durante um período de tempo especificado.
3.5 Demanda diversificada média É o quociente entre a demanda das unidades consumidoras de uma classe, calculada por agrupamento de suas cargas, e o número de unidades consumidoras dessa mesma classe.
3.6 Demanda máxima É a maior demanda verificada durante um intervalo de tempo especificado.
3.7 Demanda média É a razão entre a quantidade de energia elétrica consumida durante um intervalo de tempo especificado, e esse intervalo.
3.8 Distribuidora contratante Denominação dada à empresa fornecedora dos serviços de distribuição de energia elétrica dos estados da Bahia (Coelba), Pernambuco (Celpe) e Rio Grande do Norte (Cosern), pertencentes ao grupo Neoenergia, doravante denominada “distribuidora”.
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3.9 Fator de carga Relação entre a demanda média e a demanda máxima verificadas no mesmo intervalo de tempo.
3.10 Fator de coincidência Relação entre a demanda máxima de um grupo de consumidores ou cargas e a soma das demandas máximas individuais de cada unidade.
3.11 Fator de demanda Razão entre a demanda máxima num intervalo de tempo especificado e a carga instalada na unidade consumidora.
3.12 Fator de sazonalidade Fator de correção da demanda diversificada média dos consumidores residenciais e comerciais, com o objetivo de excluir a possibilidade de que a demanda medida não corresponda à máxima anual.
3.13 Fator de utilização Quociente entre a demanda máxima que está sendo solicitada de um equipamento e a potência nominal deste equipamento.
3.14 Horizonte do projeto Período de tempo futuro em que, com as informações atuais, o sistema foi simulado.
3.15 Limite térmico do transformador Temperatura do conjunto que compõe as partes condutoras e isolantes a partir da qual o transformador começa a perder vida.
3.16 Mapa chave urbano (Planimétrico) Mapa correspondente à representação das áreas urbanas dos centros populacionais, na escala de 1:5000 ou suas múltiplas, até o limite de 1:25000.
3.17 Mapa planimétrico semicadastral Mapa correspondente à planimetria de uma quadrícula de 500 m (ordenada) por 500 m (abscissa), na escala de 1:1000, com uma área de 0,25 km², desenhado no formato A1.
3.18 Planta em perfil Planta com o caminhamento da rede rural, desenhada em papel milimetrado, nas escalas de 1:5000 na horizontal, 1:500 na vertical e planta baixa da faixa de servidão na escala 1:5000, além de informações sobre as propriedades interceptadas, natureza do solo, natureza da vegetação, pontos de destaque e cruzamentos efetuados.
3.19 Ponto de entrega É a conexão do sistema elétrico da distribuidora com a unidade consumidora, definindo o limite de responsabilidade da distribuidora.
3.20 Rede compacta Rede de distribuição aérea de energia elétrica com cabos cobertos em espaçadores sustentados por cabo mensageiro, apresentando uma configuração compacta.
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4. CRITÉRIOS
4.1 Critérios Gerais para RDU e RDR
4.1.1 A rede de distribuição aérea deve ser projetada em conformidade com as normas NBR 15688 e NBR 15992.
4.1.2 Em áreas urbanas (definida de acordo com o sistema de cadastro centralizado), loteamentos, áreas arborizadas e áreas com alta densidade de circuitos primários devem ser projetadas rede compacta em espaçadores, exceto em áreas de atmosfera com agressividade salina, industrial, gesseira, área de canaviais ou onde houver impedimentos técnicos para sua instalação.
4.1.3 Em áreas submetidas à agressividade da atmosfera salina, deve ser projetada rede de cobre nu de acordo com as distâncias abaixo:
a) Até 0,5 km em áreas com anteparos naturais ou construções com alturas superiores a três vezes a altura do poste; b) Até 1,0 km em áreas com anteparos naturais ou construções com alturas inferiores a três vezes a altura do poste; c) Até 3,0 km em áreas livres (sem anteparos).
4.1.4 Não deve ser projetada rede com cabos cobertos com espaçador ou em cruzeta, em área de agressividade gesseira num raio de até 2 km da origem da poluição. Nessas áreas deve ser projetada rede nua convencional com isolador pilar para as estruturas de alinhamento e isolador de porcelana ou vidro para as estruturas de amarração.
4.1.5 Não deve ser projetada rede com cabos cobertos com espaçador ou em cruzeta, em área de canaviais. Nessas áreas deve ser projetada rede nua convencional com isolador pilar para as estruturas de alinhamento e isolador de porcelana ou vidro para as estruturas de amarração.
4.1.6 Em áreas de atividades industriais com emissão de gases poluentes deve ser projetada rede de cobre nu até um raio de 0,5 km.
4.1.7 Em áreas densamente arborizadas de proteção ambiental deve ser projetada rede de distribuição aérea com cabos isolados e multiplexados, quando a órgãos.
4.1.8 Os projetos de reforma ou para atendimento as novas cargas devem aproveitar ao máximo à rede existente.
4.2 Condutores
4.2.1 Os condutores da rede primária devem ser escolhidos mediante estudo econômico que leve em consideração: densidade e crescimento da carga, capacidade de transporte de energia, características da área, perdas técnicas, reaproveitamento dos padrões e agressividade da atmosfera.
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R
R
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N.A. N.A.
R N.A. R
4.2.2 Os condutores padronizados estão definidos nas normas NOR.DISTRIBU-ENGE-0021, NOR.DISTRIBU-ENGE-0022, NOR.DISTRIBU-ENGE-0040, NOR.DISTRIBU-ENGE-0057 e NOR.DISTRIBU-ENGE-0074.
4.3 Postes
4.3.1 Os postes padronizados estão definidos na especificação ESP.DISTRIBU-ENGE-0010 e na norma NOR.DISTRIBU-ENGE-0048.
4.4 Isoladores
4.4.1 Os isoladores padronizados, suas definições e suas características estão definidos nas normas NOR.DISTRIBU-ENGE-0040, NOR.DISTRIBU-ENGE-0057, NOR.DISTRIBU-ENGE- 0059, NOR.DISTRIBU-ENGE-0060 e NOR.DISTRIBU-ENGE-0074.
4.5 Cruzetas
4.5.1 As cruzetas padronizadas e sua aplicação estão definidas nas normas NOR.DISTRIBU- ENGE-0040, NOR.DISTRIBU-ENGE-0057 e NOR.DISTRIBU-ENGE-0074.
4.5.2 As cruzetas de fibra devem ser aplicadas nos projetos de rede com alta incidência de perdas não técnicas, postes circulares, locais de difícil acesso e atmosfera salina.
4.6 Topologia da Rede
4.6.1 Podem ser utilizadas as seguintes configurações para o sistema aéreo primário, conforme representadas abaixo:
a) Radiais simples, conforme Figura 1; b) Radial com recurso, conforme Figura 2.
Figura 1 - Sistema Radial Simples Figura 2 - Sistema Radial com Recursos
4.7 Escolha do Traçado
4.7.1 A rede deve ser projetada o mais próximo das concentrações de carga e ser direcionada no sentido do crescimento da localidade.
4.7.2 A rede primária deve preferencialmente seguir o modelo da ”espinha de peixe”, onde existe um circuito principal denominado tronco com diversos ramais ditos derivações do circuito tronco.
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4.8.4 Em caso de dificuldade de confecção da malha de terra com hastes espaçada de 3 m, recomenda-se instalar uma haste em cada poste adjacente e interligar os aterramentos através da rede aérea de baixa tensão.
4.8.5 A malha de terra para os demais equipamentos de distribuição deve ser dimensionada de forma a manter a resistência compatível com as necessidades técnicas do equipamento e pode ser calculada pelo método proposto no Memorial Técnico 1 do Anexo V.
4.8.6 A malha de terra mínima para equipamentos deve ser formada por três hastes de terra, instaladas em linha ou arranjo triangular, com espaçamento conforme item 4.8.3.
4.8.7 A malha de terra mínima para para-raios de linha deve ser formada por uma haste de terra. Em casos de locais com alto densidade de descargas atmosféricas consultar o PTE.DISTRIBU- ENGE-0003.
4.8.8 O condutor de aterramento deve ser contínuo, o mais retilíneo possível, não ter emendas e ser de aço cobreado 2 AWG.
4.8.9 A resistência de aterramento dos transformadores e equipamentos não deve ser superior a 20 Ω.
4.9 Distâncias Mínimas de Segurança
4.9.1 A altura mínima dos condutores em relação ao solo não pode ser inferior aos seguintes valores, conforme Quadro 1.
Quadro 1 - Distância Mínima entre os Condutores e o Solo Natureza do Terreno Comunicação (^) U 1 kV 1 < U 36,2 kV Área rural A (Exclusiva a Pedestre) 3.000 mm 4.500 mm 5.500 mm Área rural B (Transito de máquinas) 6.000 mm 6.000 mm 6.000 mm Rodovias 7.000 mm 7.000 mm 7.000 mm Ruas e avenidas 5.000 mm 5.500 mm 6.000 mm Entrada de prédios e demais locais de uso restrito a veículos 4.500 mm^ 4.500 mm^ 6.000 mm Ruas e vias exclusivas de pedestre 3.000 mm 3.500 mm 5.500 mm Ferrovias 6.000 mm 6.000 mm 9.000 mm
4.9.2 Em ruas e avenidas, a altura mínima dos condutores primários da rede de distribuição em relação ao solo, é de 6,0 m, independentemente da tensão da rede primária ser 15 kV ou 36,2 kV.
4.9.3 A altura mínima dos condutores à superfície de rodovias federais, estaduais ou municipais, na tensão de até 36,2 kV e condição de flecha máxima é de 7 m.
4.9.4 A altura mínima dos condutores na tensão de até 36,2 kV aos boletos dos trilhos de ferrovias, na condição de flecha máxima, deve ser de 9 m para as ferrovias não eletrificadas ou não eletrificáveis e, de 12 m para as ferrovias eletrificadas ou eletrificáveis.
4.9.5 A distância vertical mínimas dos condutores à superfície de águas navegáveis no seu mais alto nível e na condição de flecha máxima é de H + 2 m. O valor de H corresponde à altura do
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maior mastro e deve ser fixado pela autoridade responsável pela navegação na via considerada. Em casos de águas não navegáveis, os cabos devem manter na pior condição a distância de 6, m sobre o nível máximo da superfície da água.
4.9.6 A distância vertical mínima no cruzamento entre uma rede de distribuição e uma linha de transmissão deve ser conforme Quadro 2.
Quadro 2 - Distância entre Redes e Linhas de Transmissão (m) Tensão (kV) 500 230 138 69 44 38 7,9 / 15 500 6,01 6,01 6,01 6,01 6,01 6,01 6, 230 6,01 3,31 3,31 3,31 3,31 3,31 3, 138 6,01 3,31 2,39 2,39 2,39 2,39 2, 69 6,01 3,31 2,39 2,00 2,00 2,00 2,
4.9.7 As redes elétricas devem ser projetadas evitando-se proximidade de sacadas janelas e marquises, mesmo atendendo as distâncias mínimas de segurança.
4.9.8 O projeto de Instalações elétricas com distâncias inferiores a 30 m de linhas de transmissão deve ser alvo de estudo específico pela área de manutenção de linhas de transmissão.
4.9.9 A distância mínima em qualquer estrutura entre a rede primária de 15 kV ou 36,2 kV e a rede secundária ou qualquer equipamento de baixa tensão é de 1 m.
4.9.10 As distâncias mínimas acima definidas têm como base as distâncias de segurança estabelecidas na NBR 15688, NBR 15992 e NBR 5422.
4.10 Travessias
4.10.1 Em caso de cruzamento da rede elétrica com rodovias, ferrovias, áreas navegáveis, proximidade de aeroportos etc., devem ser executados projetos especiais de travessias, atendendo normas da ABNT e regulamentações específicas dos responsáveis pelo objeto transposto.
4.10.2 Em travessias entre redes eletrificadas, a rede de tensão mais elevada deve situar-se em nível mais elevado em relação ao solo.
4.10.3 Na necessidade de travessias sobre obstáculos devem ser observados ângulos mínimos estabelecidos pela ABNT entre a diretriz e o objeto transposto, conforme Quadro 3.
Quadro 3 - Ângulos Mínimos entre a Diretriz e o Objeto Transposto Objeto Transposto Ângulo Mínimo Cerca de arame 15º Ferrovias 60º Linhas e Redes Rurais 45º Linhas de Comunicação e Controle 45º Rios, Córregos e Canais 30º Rodovias 15º Tubulações Não Metálicas 30º Tubulações metálicas 60º
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4.11.10 A corrente nominal de um elo fusível deve ser no máximo 2/3 da corrente correspondente à demanda máxima, medida ou avaliada no ponto considerado, para pico de demanda de até três horas.
4.11.11 A corrente nominal do elo fusível deve ser igual à corrente correspondente à demanda máxima para pico de demanda com duração acima de três horas. O valor da demanda a considerar engloba as correntes resultantes de manobra, quando for o caso.
4.11.12 Os elos fusíveis das derivações devem ser dimensionados tomando-se com base a corrente da demanda máxima admissível, a qual deve ser igual ou maior que a corrente da demanda máxima futura.
4.11.13 No dimensionamento de elos fusíveis deve ser observado que o elo fusível protegido deve coordenar com o elo fusível protetor para o valor da máxima corrente de curto-circuito ou para a corrente de curto-circuito fase-terra mínimo no ponto de instalação do elo protetor (sistema trifásico a três fios).
4.11.14 A coordenação de fusíveis deve ser efetuada utilizando-se os elos preferenciais 6K, 10K, 15K, 25K e 40K, com base nas curvas características dos elos, ou nos resumo dos do quadro seguinte.
4.11.15 Os valores da Tabela 3 do Anexo II indicam as máximas correntes de curto-circuito para as quais os elos coordenam.
4.11.16 A instalação de elos fusíveis superiores a 25K em derivações depende de estudo de coordenação especial efetuado pela unidade de planejamento.
4.11.17 Os bancos de capacitores com potência superior a 600 kvar devem ser operados através de três chaves unipolares a vácuo de 200 A.
4.11.18 Os bancos de capacitores de até 600 kvar devem ser protegidos por chaves fusíveis cujos elos devem ser conforme normas NOR.DISTRIBU-ENGE-0040, NOR.DISTRIBU-ENGE- 0057 e NOR.DISTRIBU-ENGE-0074.
4.11.18.1 Os ramais subterrâneos derivados de rede aérea para edificações de uso coletivo com demanda de até 500 kW na tensão de 13,8 kV devem ser conectados à rede aérea através de chaves fusíveis de 100 A e elo fusível máximo de 25K. Acima de 500 kW deve-se utilizar chave faca.
4.11.19 Os para-raios padronizados para a rede de distribuição e suas características estão definidos na norma NOR.DISTRIBU-ENGE-0055.
4.11.20 Devem ser instalados para-raios em todos os transformadores.
4.11.21 Na rede primária devem ser instalados para-raios nos seguintes pontos:
a) Final de linha; b) Estruturas de conexão com redes subterrânea; c) Estruturas de mudança do cabo nu para cabo protegido;
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d) Transformador de distribuição; e) Chave automática e religador; f) Banco de reguladores de tensão; g) Banco de capacitores; h) Conjunto de medição; i) Rede rural, a cada 5 km em 15 kV ou 3 km em 36,2 kV.
4.11.22 Em redes rurais, além do disposto nos itens anteriores, devem-se observar as condições abaixo:
4.11.22.1 Deve ser prevista a instalação de chaves seccionadoras no início do alimentador, em cada trecho de no máximo 6 km de comprimento do circuito tronco, além de chaves fusíveis nas derivações.
4.11.23 A chave fusível da derivação pode ser dispensada, se esta não derivar de alimentador, possuir único vão e único transformador.
4.11.23.1 Na rede primária, o número de chaves fusíveis em série com o equipamento de proteção da subestação não deve exceder a três.
4.11.23.2 O projeto para instalação de equipamentos de proteção diferentes de chave fusível deve ser submetido à aprovação da unidade de planejamento.
4.11.23.3 Quando não houver necessidade de elaboração de estudo de viabilidade, o dimensionamento da proteção do ramal de distribuição deve ser feito pela Unidade Territorial da Distribuição (UTD).
4.12 Queda de Tensão
4.12.1 As tensões de contrato e fornecimento das unidades consumidoras devem atender aos limites estabelecidos por legislação específica através do PRODIST 8.
4.12.2 Do ponto de vista da queda de tensão, a rede elétrica de distribuição deve ser dimensionada em função das unidades do grupo B.
4.12.3 Visando obedecer aos limites estabelecidos pela legislação e maximizar o uso dos condutores, a tensão de leitura no ponto de entrega para unidades do grupo B deve atender aos limites estabelecidos nos Quadro 4, Quadro 5 e Quadro 6.
Quadro 4 - Pontos de Conexão em Tensão Nominal Superior a 1 kV e Inferior a 69 kV Tensão De Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura (TL) em Relação à Tensão de Referência (TR) Adequada 0,93TR ≤ TL ≤ 1,05TR Precária 0,90TR ≤ TL < 0,93TR Critíca TL < 0,90TR ou TL > 1,05TR
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4.12.12 As variações momentâneas de tensão estão limitadas pela curva abaixo e as quedas de tensão admissíveis são calculadas pela expressão:
∆V(%)^ ≤
3+√f
Onde: V% = Queda de tensão percentual admissível; f = Frequência da ocorrência por minuto.
4.12.13 Os limites de variações momentâneas de tensão foram estudados inicialmente pelo IEEE
- Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc., e posteriormente incorporados às concessionárias de energia elétrica com algumas aproximações.
4.12.14 As variações momentâneas recomendadas para as redes da Distribuidora devem obedecer às limitações das curvas do Gráfico 1 do Anexo VI.
4.12.15 O dimensionamento dos condutores do circuito secundário deve ser feito com base na corrente admissível do condutor, na queda de tensão considerando-se os pontos de ligação das cargas e nos condutores padronizados.
4.13 Cálculo Mecânico
4.13.1 Critérios Gerais RDR e RDU
4.13.1.1 As hipóteses de cálculo devem ser tomadas com base nas recomendações das NBR 15688, NBR 15992 e NBR 5422, através das curvas recomendadas.
4.13.1.2 A estrutura inicial deve ser dimensionada para suportar a maior solicitação provocada pelo fim de linha dos condutores.
4.13.1.3 No dimensionamento das estruturas deve ser considerado que a maior solicitação ocorre na temperatura mínima de 5ºC sem vento ou 15°C com vento máximo de 90 km/h, enquanto que o período de maior duração ocorre na temperatura de 25°C sem vento.
4.13.1.4 Deve ser projetada fundação especial com manilhas ou concreto, quando o material do solo não apresentar resistência mecânica compatível com o esforço nominal do poste.
4.13.1.5 Os critérios para definir o tipo de fundação a ser adotada estão no parecer técnico PTE.DISTRIBU-ENGE-0002.
4.13.1.6 As estruturas devem ser dimensionadas com base na deflexão, se existente, e nos vãos adjacentes.
4.13.1.7 O vão máximo permitido entre duas estruturas diferentes está limitado pela média aritmética entre os vãos máximos permitidos para as estruturas, obtidos em condições semelhantes.
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4.13.1.8 Devem ser calculados os vãos reguladores de todas as seções de tensionamento e seus valores escritos de forma legível no projeto entre as estruturas de amarração consideradas.
4.13.1.9 O vão equivalente ou vão regulador deve ser calculado pela seguinte fórmula:
VR = √
V 13 +V 23 +V 33 +…V𝑛^3
V 1 +V 2 +V 3 +…V𝑛
Onde: V 1 , V 2 , V 3 …e V𝑛 = Vãos entre as amarrações; VR = Vão regulador.
4.13.1.10 Os postes tipo DT com estrutura de amarração em ângulos devem ser instalados de forma que a face de maior resistência fique voltada para a maior força entre a ruptura de um condutor ou a resultante dos esforços transversais.
4.13.1.11 Os postes tipo DT quando instalados em tangente devem possuir a face de maior resistência voltada para o vento transversal ao sentido dos condutores.
4.13.1.12 As estruturas tipo N1 ou B1 (estruturas com cruzeta simples), devem ser utilizadas em trechos tangentes ou com pequenos ângulos até os limites suportáveis pelos isoladores de pinos ou tipo pilar, conforme Tabela 7 do Anexo III.
4.13.1.13 As estruturas N4 ou B4 devem ser utilizadas para ângulos até 60°, com qualquer condutor.
4.13.1.14 As estruturas N3-3 e B3-3 devem ser utilizadas para ângulos superiores a 60º e inferiores a 120º.
4.13.2 Critérios Específicos – Rede de Distribuição Rural (RDR)
4.13.2.1 As interligações entre os postes do tronco da RDR e os postes das derivações devem ser executadas através de vãos de no máximo 80 m e os condutores com tração de rede urbana.
4.13.2.2 O projeto das estruturas deve ser efetuado, utilizando-se a norma NOR.DISTRIBU- ENGE-110, programas de locação ou gabaritos aprovados pelas Distribuidoras.
4.13.2.3 O dimensionamento das estruturas para redes bifásicas deve prever a instalação futura do terceiro cabo, transformando-a em trifásica.
4.13.2.4 Para a confecção da catenária aplicada aos projetos da RDR, consideraram-se os limites de 33% da tensão de ruptura na maior solicitação e 20% da tensão de ruptura para a maior duração. Esta exigência também se aplica as redes particulares interligadas ao sistema das distribuidoras.
4.13.2.5 Os vãos de 60 m previstos para o cabo de alumínio, isolado para 1 kV, multiplexado, podem ser utilizados em áreas rurais com baixa densidade de carga onde não é exigida luminosidade homogênea ao longo da artéria.
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4.13.2.21 Não deve ser utilizada a estrutura N3 em fins de linha para os cabos 4/0 CAA e 336, CAA, em função de necessitarem de postes especiais com elevado esforço.
4.13.2.22 Em caso de fins de linha de redes rurais trifásicas com os cabos acima citados deve ser utilizada uma estrutura U3 por fase.
4.13.2.23 Estruturas monofásicas U4 devem ser utilizadas em amarração de redes trifásicas e nos ângulos de porte sempre que o tracionamento do condutor exigir postes com esforço superior a 1.500 daN.
4.13.2.24 Devem ser utilizados três postes com estruturas U3 ou U4 espaçados de 1,5 m em substituição às estruturas N3 e N4 quando forem utilizados cabos 4/0 CAA e 336,4 CAA.
4.13.3 Critérios Específicos – Rede de Distribuição Urbana (RDU)
4.13.3.1 Com a finalidade de reduzir o efeito das baixas temperaturas nas trações dos condutores e favorecer trabalhos com “linha viva”, a flecha mínima a 5°C foi limitada em 0,25 m.
4.13.3.2 Para definição dos limites elétricos, foi considerado como modelo o poste de 11 m com circuito primário simples e espaçamento entre os condutores fase entre 0,6 e 0,7 m (Estrutura N ou N2).
4.13.3.3 Em decorrência do modelo acima, os vãos máximos para os cabos nus ou protegidos nas tensões de 15 kV e 36,2 kV variam entre 60 e 80 m. As flechas máximas são 1,4 e 1,7 m respectivamente.
4.13.3.4 A tração de projeto varia de acordo com o vão máximo previsto para a rede já que a flecha máxima foi limitada em 1,4 m visando atender aos espaçamentos entre os diversos componentes da estrutura e às alturas mínimas para o solo previstas na ABNT.
4.13.3.5 No dimensionamento dos postes tipo DT em ângulo, deve ser considerada a variação do momento resistente do poste em função do ângulo de aplicação dos esforços, conforme Gráfico 5 do Anexo VI.
4.13.3.6 O cabo multiplexado de 120 mm² não deve ser instalado em vãos maiores que 50 m devido ao pequeno valor da relação entre a tração de ruptura e a massa do cabo.
4.13.3.7 Os circuitos principais, denominados de alimentadores, quando situados em área submetida à atmosfera agressiva, devem ser projetados com cabos de cobre nu com seção de 120 mm².
4.13.3.8 O cabo de cobre nu com seção de 120 mm², devido à sua elevada massa deve ser utilizado para interligação de equipamentos ou alimentadores passíveis de trabalhar com corrente superior a 400 A.
4.13.3.9 As trações de projeto e os vãos máximos permitidos para os condutores utilizados em redes urbanas estão especificados conforme Anexo III.
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4.13.3.10 A estrutura N1 com isoladores tipo pino ou isoladores do tipo pilar, pode ser instalada em poste tipo DT ou do tipo R, até os ângulos estabelecidos conforme Tabela 7 do Anexo III.
4.13.3.11 Limitadas pelo esforço dos pinos de aço, de maneira semelhante a do item anterior, as estruturas N2 com isoladores poliméricos ou de porcelana, montadas em postes tipo R com as cruzetas na bissetriz do ângulo, podem ser utilizadas até os ângulos máximos definidos na Tabela 8 do Anexo III.
4.14 Análise de Viabilidade Técnica
4.14.1 As unidades que elaboram projetos, e executam construções de redes de distribuição e ligações de clientes devem, obrigatoriamente, ainda na fase de projeto da extensão de rede, solicitar à unidade regional de planejamento do sistema elétrico da distribuição a elaboração de estudo de viabilidade técnica nas seguintes condições:
a) Unidade consumidora com um ou mais transformadores cuja soma das potências seja superior a 200 kW e para cargas adicionais de 100 kW; b) Unidade consumidora com motor superior a 30 cv, independentemente da potência dos transformadores; c) Extensão de rede cuja soma das potencias dos transformadores seja superior a 200 kVA, independentemente da tensão nominal; d) Extensão de rede superior a 10 km em 13,8 kV; e) Extensão de rede superior a 20 km em 34,5 kV; f) Ramais MRT.
4.14.1.1 A distribuidora antes de liberar a ligação de cargas significativas ou perturbadoras deve elaborar estudo e verificar a necessidade de reforçar a rede elétrica para evitar possíveis perturbações aos demais consumidores.
4.14.1.2 São consideradas significativas as ligações definitivas de unidades consumidoras residenciais e comerciais com carga instalada superior a 20 kW.
4.14.1.3 São consideradas significativas as ligações de unidades consumidoras que possuam motores com potência superior a:
a) 2 cv por fase nas tensões de 220/127 V; b) 3 cv por fase nas tensões de 380/220 V.
4.14.1.4 São consideradas significativas as ligações de unidades consumidoras que possuam aparelhos emissores de raios X, máquinas de solda a transformador de qualquer potência em ligações monofásicas ou máquinas de solda a transformador com potência superior a 5 kVA em ligações trifásicas.
4.14.1.5 Considerando que nas ligações provisórias para eventos o fator de demanda é normalmente maior do que nas ligações definitivas residenciais ou comerciais, não se deve utilizar o mesmo valor limite das ligações definitivas, para a liberação da ligação sem estudo da rede de distribuição.
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4.15.9.3 Em alimentadores que possuam ramais MRT ou bifásicos não devem ser utilizados bancos de reguladores com montagem em delta aberto para não acentuar o desequilíbrio de carga no alimentador.
4.15.9.4 A potência instalada em ramais MRT não pode exceder 75 kVA em 7,9 kV ou 195 kVA em 19,9 kV.
4.15.9.5 Todo projeto de rede rural, inclusive MRT, deve ser acompanhado de cálculo de queda de tensão a partir da subestação supridora.
4.15.9.6 Quando a demanda máxima prevista por transformador instalado for superior a 15 kVA o atendimento não pode ser através do sistema MRT. Para o cálculo da demanda considerar o somatório das cargas a serem ligadas simultaneamente por mais de meia hora.
4.15.9.7 Em sistemas MRT deve ser utilizado o cabo 4 CAA para atmosfera normal ou 16 mm² de cobre para atmosfera agressiva.
4.15.9.8 As potências transformadora padronizadas para redes MRT são 10 kVA e 15 kVA.
4.15.9.9 Os transformadores MRT padronizados para utilização em novos projetos estão padronizados na NOR.DISTRIBU-ENGE-0056.
4.15.9.10 A malha de terra destinada ao enrolamento primário do transformador MRT deve situar- se no mínimo a 25 m da malha do aterramento do enrolamento secundário e a mesma distância do aterramento de qualquer equipamento de baixa tensão.
4.15.9.11 A malha de aterramento do primário em sistemas MRT deve ser calculada utilizando-se a resistividade do solo no local do aterramento.
4.15.9.12 A malha de terra do sistema MRT deve ter resistência de aterramento inferior a 20 .
4.15.10 Cálculo Elétrico
4.15.10.1 O dimensionamento dos circuitos elétricos deve ser efetuado com base nos parâmetros dos condutores padronizados, no horizonte estabelecido pelo planejamento, nos índices informados pelo mercado, nas cargas medidas, nas cargas informadas ou estimadas e de acordo com o plano de expansão do sistema elétrico para a área em estudo.
4.15.10.2 A queda de tensão máxima permitida em RDR deve ser tal que, adicionada às pertinentes aos componentes de geração e transmissão, em nenhuma hipótese, situe no horizonte do projeto, a tensão de fornecimento fora dos limites estabelecidos pela legislação vigente (O carregamento ótimo de um condutor está na faixa dos 40% do limite térmico e a queda de tensão ótima está em torno de 5%).
4.15.10.3 A potência instalada nas derivações ou ramais bifásicos não pode ser superior a 138 kVA em 13,8 kV ou 345 kVA em 34,5 kV, visando limitar o desequilíbrio de cargas no sistema.
4.15.10.4 Os projetos da RDR devem ser apresentados acompanhados dos cálculos da queda de tensão a partir das subestações de origem até a carga, efetuados através de programas
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padronizados pelas distribuidoras ou manualmente, utilizando os coeficientes unitários das normas NOR.DISTRIBU-ENGE-0040, NOR.DISTRIBU-ENGE-0057 e NOR.DISTRIBU-ENGE-
4.15.10.5 Todo projeto de expansão de RDR deve compor-se, no mínimo, dos seguintes documentos:
a) Documento de origem; b) Anteprojeto elaborado pelo órgão de planejamento, quando enquadrar as condições do item 4.14. c) Planta e perfil da RDR; d) Cálculo do gabarito se utilizada curvas não padronizadas pela concessionária; e) Memorial descritivo; f) Relação dos materiais; g) Tabela de locação de estruturas; h) Mapa chave amarrado através de GPS ao sistema de cadastro; i) Autorização de passagem (onde aplicável); j) Cálculo da queda de tensão prevista; k) Outorga d’água quando envolver bombeamento em mananciais; l) Licença ou autorização de órgão competente quando o traçado da linha envolver: IBAMA, CRA, DNER, DERBA, Rede Ferroviária, Ministério da Aeronáutica ou Ministério da Marinha; m) Desenho do projeto. n) Relação de serviços; o) Diagrama unifilar; p) Croqui de localização.
4.15.10.6 As diretrizes e projetos de redes rurais devem ser elaborados em plantas ou mapas produzidos a partir de sistemas georeferenciados.
4.15.10.7 A confecção da planta chave da rede primária deve possibilitar visão de conjunto do sistema de mapas planimétricos e semicadastrais.
4.15.10.8 A apresentação do levantamento deve ser em papel ou meio eletrônico, obedecendo às exigências seguintes quando aplicáveis.
4.15.10.9 As plantas devem ser elaboradas em arquivo eletrônico (CAD) no formato dwg.
4.15.10.10 Devem ser adotadas as escalas 1:5000 na horizontal e 1:500 na vertical, para projetos com levantamento planialtimétrico (perfil). Em alguns casos, podem ser admitidos desenhos nas escalas 1:2000 na horizontal e 1:200 na vertical.
4.15.10.11 Caso o perfil seja muito acentuado, podem ser utilizadas mudanças de cota para permitir que o desenho fique contido no mesmo papel.
4.15.10.12 Em caso de travessias, devem ser efetuados desenhos nas escalas exigidas pelos órgãos responsáveis pela aprovação.
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