ntc%20831001%20-%20projeto%20de%20rdr_jul-2002

NORMA TÉCNICA COPEL - NTC

PROJETO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL

4a ediçãoJULHO/02

COPEL DISTRIBUIÇÃO DIS

DIRETORIA DE ENGENHARIA DE DISTRIBUIÇÃO DEND

ENGENHARIA DE OBRAS E MANUTENÇÃO GEO

Projeto de Redes de Distribuição Rural NTC 831001APRESENTAÇÃO

JULHO/02 DEND/GEO Pág. 1/75

Esta Norma tem por objetivo estabelecer os critérios básicos para a elaboraçãode Projeto de Redes de Distribuição Rural, da COPEL DISTRIBUIÇÃO.

Para tanto, foram considerados os procedimentos definidos nas NormasBrasileiras Registradas - NBR, da Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT, daABRADEE - Associação Brasileira de Distribuidores de Energia, particularizados para osistema da COPEL DISTRIBUIÇÃO.

Com a emissão deste documento, a COPEL DISTRIBUIÇÃO procura atualizar assuas normas técnicas, de acordo com a tecnologia mais avançada no Setor Elétrico.

Esta Norma estará disponível para acesso aos usuários da COPELDISTRIBUIÇÃO através da INTRANET COPEL.

LEVY PACHECO FILHOLEVY PACHECO FILHOLEVY PACHECO FILHOLEVY PACHECO FILHO

DEND

Projeto de Redes de Distribuição Rural NTC 831001ÍNDICE


A - OBJETIVO 05

B - CAMPO DE APLICAÇÃO 05

C - CONDIÇÕES GERAIS 06

1 - Definições 06

2 - Tipos de Projeto 06

3 - Simbologia e Nomenclatura 07

4 - Roteiro para Elaboração de Projetos 07

4.1 - Anteprojeto 07

4.2 - Projeto 08

D - PROCEDIMENTOS 08

1 - ANTEPROJETO 08

1.1 - Sistema GEDIS 08

1.2 - Obtenção dos Dados Preliminares 08

1.2.1 - Características do Projeto 091.2.2 - Planejamento Básico 091.2.3 - Planos e Projetos Existentes 09

1.3 - Obtenção dos Dados de Carga 09

1.3.1 - Levantamento de Carga 091.3.2 - Determinação de Demanda 111.3.3 - Exploração do Traçado 12

2 - PROJETO 13

2.1 - Rede Primária 13

2.1.1 - Níveis de Tensão 132.1.2 - Perfil da Tensão 132.1.3 - Configuração Básica da Rede Primária 132.1.4 - Dimensionamento de Condutores da Rede Primária 132.1.5 - Proteção Contra Sobrecorrente 152.1.6 - Proteção Contra Sobretensão 162.1.7 - Seccionamento e Manobra 172.1.8 - Aterramento 182.1.9 - Montagem Pilar no Poste 19



2.2 - Rede Secundária 19

2.2.1 - Níveis de Tensão 192.2.2 - Transformadores de Distribuição 192.2.3 - Dimensionamento de Condutores da Rede Secundária 212.2.4 - Aterramento 21

2.3 - Levantamento Topográfico 22

2.4 - Gabarito 23

2.4.1 - Apresentação 232.4.2 - Escala 25

2.5 - Locação de Estruturas no Perfil 25

2.5.1 - Apresentação 252.5.2 - Critérios para Locação 25

2.6 - Postes 26

2.6.1 - Tipos 262.6.2 - Comprimento Mínimo 272.6.3 - Poste de Concreto Armado Posição de Topo 27

2.7 - Cruzetas 27

2.7.1 - Utilização 27

2.8 - Distâncias Verticais Mínimas de Segurança entre os Cabos e o Soloou outros Elementos 28

2.8.1 - Condutores Primários 282.8.2 - Condutores Secundários 29

2.9 - Distâncias Verticais Mínimas entre Condutores nos Cruzamentos 29

2.10 - Faixas de Segurança 30

2.10.1 - Largura da Faixa 302.10.2 - Distância Mínima entre Eixos de Duas Linhas Paralelas 312.10.3 - Distância Mínima em Relação as Edificações 31

2.11 - Estaiamento 31

2.12 - Sinalização de Advertência 32

2.12.1 - Vales Profundos 322.12.2 - Vias Navegáveis, Fluviais e Marítimas 32

2.13 - Tabela de Regulação dos Cabos Condutores 32

2.13.1 - Determinação do Vão Regulador 322.13.2 - Processo Computacional 33



2.14 - Numeração de Ramais 33

2.15 - Projeto por Microcomputador - Locação Interativa de Estruturas - LIE 33

2.16 - Sistema Gerência de Obras de Distribuição 33

2.17 - Apresentação do Projeto 34

2.17.1 - Planta do Traçado 342.17.2 - Desenho do Projeto em Planta e Perfil 342.17.3 - Desenho de Detalhes Complementares do Projeto 342.17.4 - Relação de Materiais 342.17.5 - Tabela de Regulação dos Cabos Condutores 34

3 - ARQUIVAMENTO DO PROJETO 34

E - ANEXOS 35 a 75

Projeto de Redes de Distribuição Rural NTC 831001CRITÉRIOS BÁSICOS


A - OBJETIVO

O objetivo da presente NORMA é estabelecer os critérios básicos para a elaboração dePROJETO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL - RDR, de forma a assegurar boascondições técnico-econômicas das instalações e da qualidade do serviço de energiaelétrica.

São fixadas as diretrizes e a sistemática para o desenvolvimento do projeto em todas assuas etapas: obtenção dos dados preliminares, levantamento de carga e estimativa dedemanda, escolha do traçado, localização das cargas, levantamento topográfico edimensionamento geométrico das estruturas.

B - CAMPO DE APLICAÇÃO

A presente NORMA aplica-se a projetos de redes aéreas de distribuição rurais novas,melhorias, reforços e extensões; sistema trifásico nas tensões primárias de 13,8 kV e34,5 kV;

Nas tensões secundárias de 220/127 V;

Sistema monofásico nas tensões primárias de 13,8 kV e 34,5/√3 kV;

Nas tensões secundárias de 127/254 V.

A presente NORMA contempla, também:

Projeto de Redes de Distribuição em Ambientes Agressivos - 13,8 kV;

Projeto de Redes de Distribuição Compacta Protegida;

Projeto de Linhas Expressas.

Na aplicação desta NORMA, deverão ser observadas:

1 - AS NORMAS TÉCNICAS COPEL - NTC

• MATERIAIS DE DISTRIBUIÇÃO PADRÃO - NTC 810100 a 819999;

• DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES - NTC 850001;

• DESENHO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL - NTC 831005;

• ATENDIMENTO DE CONSUMIDORES FORA DE CENTROS URBANIZADOS -NTC 9-04100;

• MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA - NTC 856000;

• MONTAGEM DE REDE DE DISTRIBUIÇÃO COMPACTA PROTEGIDA - NTC 855000 a855190;

• TABELAS PARA PROJETO E MONTAGEM DE LINHAS E REDES DE DISTRIBUIÇÃO -NTC 850005.



2 - OS MANUAIS DE INSTRUÇÕES TÉCNICAS - MIT

• TERMINOLOGIA - SISTEMA ELÉTRICO DE DISTRIBUIÇÃO - MIT 160102;

• NÍVEIS DE TENSÃO DE FORNECIMENTO - MIT 162201;

• TRAVESSIA E/OU OCUPAÇÃO DE FAIXA DE DOMÍNIO - MIT 162606;

• MÓDULOS - LINHA DE TRANSMISSÃO (FURNAS, ELETROSUL, COPEL)- DNER/PR- DER- SUL ATLÂNTICO - ferrovia- SOBRE ÁGUAS - CAPITANIA DOS PORTOS DO PARANÁ- OLEODUTOS E GASODUTOS - PETROBRÁS S.A.

• ATERRAMENTOS EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO - MIT 163104;

• CRITÉRIOS PARA NUMERAÇÃO DE RAMAIS - MIT 162607;

• ORIENTAÇÃO A FISCALIZAÇÃO DE OBRAS - MIT 163101;

• PROCEDIMENTOS PARA ATENDIMENTO DE CONSUMIDORES EM 34,5 kV e 13,8 kV -MIT 162302;

• APLICAÇÃO DE PÁRA-RAIOS - MIT 162401;

• PROTEÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONTRA SOBRECORRENTES -MIT 162501/02/03;

• SINALIZAÇÃO DE ADVERTÊNCIA - MIT 162603;

• CARGAS ELÉTRICAS ESPECIAIS - MIT 162604.

3 - AS CIRCULARES E AVISOS - COPEL E COPEL DIS que disciplinam a aplicação naárea de concessão da COPEL DIS, os valores de tensões elétricas, uso de postes, eoutros.

4 - E DEMAIS NORMAS que sirvam de complemento, para a perfeita aplicação desta,prevalecendo, em caso de dúvida, o contido nesta NORMA.

C - CONDIÇÕES GERAIS

1 - DEFINIÇÕES

A terminologia empregada nesta NORMA, encontra-se definida no ANEXO 1.

2 - TIPOS DE PROJETO

Classificam-se os projetos de Redes de Distribuição Rural - RDR, nos seguintes tipos:

a - Projeto de Rede Nova

São aqueles que visam a implantação de todo o sistema de distribuição necessário aoatendimento a uma determinada área onde não exista rede de distribuição.



b - Projeto de Melhoria de Rede

São aqueles que se destinam a melhorar e/ou restabelecer as características elétricase/ou mecânicas de um determinado trecho de linha ou rede - seja para relocá-la em novotraçado (desocupação de áreas loteadas, bacias de inundação, etc.) ou ainda parapermitir a sua substituição em virtude de seu obsoletismo - visando o fornecimento deenergia em nível adequado de qualidade e segurança.

c - Projeto de Reforço de Rede

São aqueles destinados à modificação das características elétricas de um determinadotrecho de rede ou linha existente, para possibilitar o aumento de carga ou novas ligações.

d - Projeto de Ampliação de Rede

São trechos da rede de distribuição construídas a partir do ponto de conexão com osistema existente, onde tem início a ampliação, visando possibilitar a efetivação de umaou mais ligações simultâneas.

3 - SIMBOLOGIA E NOMENCLATURA

A simbologia a observar para a representação gráfica em projeto, será a constante naNTC 831005 - DESENHO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL e a nomenclatura será aconstante na NTC 856000 - MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA.

4 - ROTEIRO PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS

O projeto de Redes de Distribuição Rural - RDR, compreenderá basicamente, asseguintes etapas, cujo detalhamento será apresentado nos próximos capítulos:

4.1 - ANTEPROJETO

a - Obtenção dos dados preliminares, consiste de:

- características do projeto;

- planejamento básico;

- planos e projetos existentes.

b - Obtenção dos dados de carga, consiste de:

- levantamento de carga;

- determinação da demanda;

- exploração do traçado;

- elaboração do anteprojeto.



4.2 - PROJETO

a - Execução, consiste de:

- levantamento topográfico;

- locação de estruturas no perfil;

- dimensionamento mecânico, elétrico e geométrico;

- proteção e seccionamento;

- apresentação do projeto.

b - Arquivamento de projeto, com as adaptações feitas durante a construção,consiste de:

- arquivamento e formação de cadastro;

- atualização periódica.

D - PROCEDIMENTOS

1 - ANTEPROJETO

1.1 - Sistema GEDIS

O sistema GEDIS, dispõe dos seguintes relatórios para auxiliar estudos de projeto paraampliação e melhoria de Rede de Distribuição Rural - RDR:

a - Rede Primária

R47 - Relatório completo da Rede Primária;

R48 - Relatório de curto-circuito de Rede Primária;

R49 - Relatório resumido da Rede Primária.

b - Rede Secundária

R43 - Relatório resumido da Rede Secundária.

1.2 - Obtenção dos Dados Preliminares

Ao se iniciar um projeto de Rede de Distribuição Rural - RDR, deverão ser obtidos osdados e informações necessários à sua elaboração, que basicamente são:

a - Características do Projeto;

b - Planejamento Básico;

c - Planos e Projetos Existentes.



1.2.1 - Características do Projeto

Consiste na determinação do tipo de projeto a ser desenvolvido a partir das causas deorigem e/ou finalidade de sua aplicação, da área a ser abrangida pelo projeto e do estadoatual da rede, quando esta existir.

1.2.2 - Planejamento Básico

Os projetos deverão atender a um planejamento básico, que permita um desenvolvimentoprogressivo, compatível com a área de estudo. Em áreas onde o sistema elétrico serátotalmente implantado, o projeto deverá ser precedido de uma análise das condiçõeslocais e levantamento de dados característicos do sistema elétrico disponível na região,utilizando para isto a base cadastral existente.

NOTA: Os anteprojetos de obras para atendimento a novos pretendentes, deverão sofreranálise pela área de operação e planejamento a fim de prevenir situações críticasquanto ao carregamento das redes.Deverá ser analisada a possibilidade de interligação do sistema.

1.2.3 - Planos e Projetos Existentes

Deverão ser verificados os projetos anteriormente elaborados e ainda não executados noPrograma de Obras de melhoria do Sistema de Distribuição, que servirão de subsídios aoprojeto atual.

1.3 - Obtenção dos Dados de Carga

1.3.1 - Levantamento de Carga

Consiste na coleta, no campo, dos dados de carga dos consumidores em potencial,localizados na área em estudo.Os procedimentos a serem adotados nesta etapa, serão diferenciados de acordo com otipo de projeto e ordenados conforme apresentado a seguir:

1.3.1.1 - Projeto de Melhoria ou Reforço de Rede

1.3.1.1.1 - Consumidores Ligados à Rede Primária

Localizar em planta todos os consumidores ligados à rede primária, com os seguintesdados:

a - natureza da atividade;

b - horário de funcionamento, indicando o período de carga máxima e sazonalidade,caso exista;

c - carga total, caso não haja medição de demanda e capacidade instalada;

d - possíveis novas ligações em tensão primária, ou acréscimo de carga na área doprojeto.



1.3.1.1.2 - Consumidores Ligados à Rede Secundária

Localizar os consumidores residenciais e rurais ligados em tensão secundária, anotando-se em planta o tipo de ligação (monofásica, bifásica ou trifásica), e os não residenciais(oficinas, laticínios, etc.), indicando-se a carga total instalada e seu horário defuncionamento.

1.3.1.1.3 - Consumidores Especiais

Para os consumidores especiais, anotar o horário de funcionamento e a carga totalinstalada, observando-se a existência de aparelhos que possam ocasionar oscilação detensão na rede (raio X, solda elétrica, forno a arco, etc.).Ver NTC 841001 - PROJETO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO URBANA, ConsumidoresEspeciais e MIT 162604 - CARGAS ELÉTRICAS ESPECIAIS, utilizando o Programa CargasElétricas Especiais.

1.3.1.2 - Projeto de Ampliação ou Rede Nova

Todos os dados necessários à definição de carga instalada serão baseados emestimativas com base no Sistema GEDIS - Gerência de Redes de Distribuição.É importante o grau de confiabilidade do cadastramento das propriedades existentes.Deverá ser pesquisado o tipo de habitação das áreas de interesse, o tipo provável deocupação e perspectivas de crescimento.

Todo o projeto desta natureza tem como objetivo principal atender o maior número deconsumidores. As cargas a considerar nestes casos, serão fundamentadas nocadastramento das propriedades, que deverá ser realizado de modo a avaliar a realnecessidade de carga a ser instalada, conforme as informações do proprietário, incluindoalém dos dados do proprietário, os equipamentos eletrodomésticos e eletrorurais queserão instalados, identificando-se a potência de cada equipamento e fator de potência.

Deverão ser pesquisados ainda a área da propriedade e o tipo da atividade principal deexploração. Para as cargas especiais, além dos dados básicos acima, deverá seranotada a existência de aparelhos que podem ocasionar oscilação de tensão na rede ououtro tipo de influência considerada anormal.

Obs.: Para as obras do Programa de Eletrificação Rural, considerar as cargas conformeprocedimentos definidos em documento específico, para as demais, utilizar aNTC de Atendimento em Tensão Secundária.

1.3.1.3 - Projeto de Complementação de Fases

O projeto de complementação de fases em Redes de Distribuição Rural deve serexecutado quando o carregamento (demanda) em ramais monofásicos, 13,8 kV e34,5/√3 kV ultrapassar a 8 A e/ou quando houver desequilíbrio de corrente nos circuitos.

O sistema MRT (Monofásico com Retorno por Terra) pode ser complementado parabifásico ou trifásico, conforme a necessidade.

A complementação para trifásico deverá ser projetada com condutor CAA, bitola mínima04 AWG.



Quando o(s) condutor(es) existente(s) no trecho que está sendo complementado não fordo tipo e bitola do condutor da complementação o(s) mesmo(s) deverá(ão) sersubstituído(s).

O projeto de complementação de fases deverá ser feito, em conjunto com as áreas deoperação, em trechos que possibilitem uniformidade de carregamento e previsão paraatendimento de futuras cargas.

NOTA: A complementação de fases deverá ser feita com condutor de alumínio. No casodo condutor existente, no trecho que está sendo complementado ser de aço,este deverá ser substituído para condutor de alumínio, adequando-se os vãoselétricos e mecânicos para a nova situação.

1.3.2 - Determinação de Demanda

Os procedimentos para determinação dos valores de demanda, estão descritos emfunção das várias situações possíveis de projeto, sendo analisados os casos em queexistam ou não condições de se efetuar medições.

1.3.2.1 - Projeto de Melhoria ou Reforço de Rede

Neste caso a determinação da demanda poderá ser feita através de medição ou peloprocesso estimativo.

1.3.2.1.1 - Processo por Medição

No processo por medição, deverá ser obtido o perfil de carga da Linha de Distribuiçãodiretamente das medições de seu tronco e ramais, observando-se sempre a coincidênciacom as demandas das ligações existentes na rede primária.

Confrontando-se esses resultados das medições com as respectivas cargas instaladas,será possível obter-se fatores de demanda típicos, que poderão ser utilizados comorecurso, na determinação de demandas por estimativas.

a - Linhas de Distribuição

A determinação da demanda máxima de Linhas de Distribuição, basicamente, será feitaatravés de relatórios de acompanhamento de subestações de distribuição.

Na impossibilidade de obter-se a demanda máxima através de relatórios deacompanhamento deverá ser feita medição na saída da linha em estudo (ver NOTA).

b - Ramais Rurais

Para determinação de demanda máxima dos Ramais Rurais, deverão ser instaladosamperímetros indicadores de corrente máxima no início do ramal (ver NOTA).



c - Consumidores Ligados à Rede Primária

Deverá ser feita a verificação de demanda do consumidor, através da leitura da indicaçãodo medidor de kWh/demanda. Deverá ser verificado, ainda, previsão de aumento decarga.

NOTA: Para Ramais Rurais, as medições deverão ser efetuadas com a rede operandoem sua configuração normal, em dia de carga típica, por um período mínimo de24 horas.

1.3.2.1.2 - Processo Estimativo

a - Linhas de Distribuição

No caso de melhoria de rede, o processo estimativo não se aplica às Linhas deDistribuição.A determinação da demanda será sempre feita através de relatórios de acompanhamentoou medição.

b - Ramais Rurais

A estimativa de demanda máxima de Ramais Rurais, poderá ser feita através dademanda máxima da Linha de Distribuição, obtida na subestação, em confronto com acapacidade das cargas dos transformadores instalados ao longo do mesmo. Deverá seranalisada sempre, a simultaneidade de funcionamento das cargas dos consumidoresligados à rede primária.

c - Consumidores Ligados à Rede Primária

A demanda de consumidores ligados à rede primária deverá ser estimada aplicando-se àcarga levantada um fator de demanda típico, dependendo do ramo de atividade conformeANEXO 3.

1.3.2.2 - Projeto de Ampliação ou Rede Nova

1.3.2.2.1 - Nos projetos de atendimento a novas áreas rurais ou de extensão deatendimento em áreas já eletrificadas, a determinação da demanda será obtida peloprocesso estimativo, em função da demanda dos transformadores de distribuição deáreas similares, já atendidas, considerando-se a influência das demandas individuais dosconsumidores ligados à rede primária, aplicando-se fatores de demanda conhecidos, deconsumidores similares da região.

1.3.2.2.2 - A demanda poderá ser também obtida pelo fator de carga e kWh/consumidor,a ser determinado através do faturamento dos consumidores similares da região.

1.3.3 - Exploração do Traçado

Deverão ser avaliadas as condições existentes do projeto e do terreno, incluindo aspossíveis condições futuras, para tanto, poderão ser utilizadas, cartas topográficas,plantas cadastrais, geoprocessamento e fotografias aéreas, com objetivo de pré-determinar o possível traçado, o qual deverá ser confirmado ou ajustado no campo,buscando sempre a melhor solução técnico-econômica.



2 - PROJETO

Os critérios para dimensionamento elétrico, proteção, seccionamento e aterramento dasRedes de Distribuição Rural, são:

2.1 - Rede Primária

2.1.1 - Níveis de Tensão

As tensões nominais primárias são 13,8 kV e 34,5 kV para sistema trifásico e 13,8 kV e34,5/√3 kV para sistema monofásico, podendo ser fixada a tensão de fornecimentoprimária no ponto de entrega de energia a determinado consumidor, entre +5 % (maiscinco por cento) e -5 % (menos cinco por cento), com relação a tensão nominal deoperação do sistema, conforme estabelece a portaria da ANEEL (ex DNAEE) Nº 04/89.Os limites de variação de tensão de fornecimento no ponto de entrega de energia são+5% (mais cinco por cento) e -7,5 (menos sete e meio por cento), ver MIT 162201 -QUALIDADE DE FORNECIMENTO DE ENERGIA.Em contingência, com duração inferior a cinco dias, poderão ser atingidos os limitesprecários de +5 % (mais cinco por cento) e -10% (menos dez por cento). A COPELestabelece através da Notificação DDI-007/91, limites mais estreitos conforme ANEXO 4.

2.1.2 - Perfil da Tensão

No estabelecimento dos critérios para o dimensionamento de rede primária, deve-sedeterminar e adotar o perfil de tensão mais adequado às condições da rede esubestações de distribuição.Os fatores que influenciam na determinação do perfil da tensão são:

a- comprimento da RDR;b- tipo e bitola do condutor;c- tensão no barramento da subestação;d- transformador de distribuição;e- cargas a serem supridas.

2.1.3 - Configuração Básica da Rede Primária

A configuração da rede primária a ser adotada em um projeto de Rede de DistribuiçãoRural, será basicamente o radial simples (ANEXO 4).

O sistema radial simples é caracterizado pelas direções distintas que tomam os circuitosabertos, quando da distribuição da carga.

2.1.4 - Dimensionamento de Condutores da Rede Primária

2.1.4.1 - Critérios Gerais

a - Tipos e Bitolas

Serão utilizados condutores de alumínio, cobre e alumínio coberto, com as seguintesbitolas:



a.1 - Condutores de Alumínio

• 02 AWG (CA) - NTC 810553• 04 AWG (CAA) - NTC 810572• 2/0 AWG (CAA) - NTC 810575• 4/0 AWG (CAA) - NTC 810576• 336,4 MCM (CA) - NTC 810558

a.2 - Condutores de Cobre

• 35 mm2 - NTC 810533• 70 mm2 - NTC 810535• 120 mm2 - NTC 810536

a.3 - Condutores de Alumínio Cobertos com XLPE

• 35 mm2 - 15 kV - NTC 810631• 185 mm2 - 15 kV - NTC 810634• 185 mm2 - 35 kV - NTC 810648

NOTA: Em trechos urbanos deverão ser empregados os cabos condutores conformepadronizados na NTC 841001 - PROJETO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO URBANA.

b - Características

As características elétricas dos condutores são as constantes nas respectivas NORMASTÉCNICAS COPEL e no ANEXO 5.

c - Determinação da Bitola

A escolha da bitola deve ser feita observando-se a queda de tensão máxima permitida(ANEXO 4), perdas e capacidade de condução, traçado e bitola da rede estabelecidospelo planejamento. Usualmente é feita pelo método da impedância, cujo formulário estáapresentado no ANEXO 6.

d - Utilização

d.1 - Condutores de Alumínio

Poderão ser utilizados para todas as situações, exceto na orla marítima.O Programa Social de Eletrificação Rural tem como característica técnica o uso do cabo04 AWG (CAA) para a rede primária.

d.2 - Condutores de Cobre

Poderão ser utilizados em áreas com acentuada presença de substâncias corrosivas epoluidoras (ambiente agressivo por substâncias corrosivas e poluidoras) e, em obras nasregiões litorâneas sujeitas a maresia (ambiente agressivo por salinidade marítima)compreendida entre 0 e 500 m da orla marítima.



d.3 - Condutores de Alumínio Cobertos com XLPE

Poderão ser utilizados em áreas rurais com vegetação preservada por lei, quando nãohouver possibilidade de abertura de faixa de passagem, ou condomínios fechadosquando houver exigência de áreas fechadas considerando aspectos de segurança econfiabilidade, exceto no litoral. Ver nota no item 1.2.2 - Planejamento básico.

e - Ramais Novos Monofásicos ou Trifásicos

Utilizar condutores de alumínio, exceto na orla marítima.

2.1.4.2 - Carregamento

Na configuração radial, o carregamento deverá ser compatível com o limite térmico docondutor (75ºC).Quando houver possibilidade de absorção de carga por ocasião das manobras emsituações de emergência, o carregamento não deverá ultrapassar a 60% da capacidadetérmica dos condutores (a capacidade térmica coincide com o valor da capacidade decondução de corrente, constante na NTC do condutor).

2.1.5 - Proteção Contra Sobrecorrente

A aplicação de equipamentos de proteção e a sua coordenação visam oferecer aosistema de distribuição, segurança, confiabilidade, melhor qualidade no fornecimento,economia para a empresa e minimização do número de interrupções nas instalações deconsumidores quando em condições anormais do sistema.

NOTA 1: O detalhamento dos critérios de proteção contra sobrecorrente, constará noMIT 162503 - PROTEÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONTRASOBRECORRENTE - CRITÉRIOS PARA O SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE 13,8 kVe 34,5 kV.

NOTA 2: Os equipamentos de proteção contra sobrecorrente deverão ser projetadosconforme padronizado na NTC 856000 - MONTAGEM DE REDES DEDISTRIBUIÇÃO AÉREA.

Enumera-se a seguir alguns critérios básicos para projeto de proteção:

2.1.5.1 - Localização dos Equipamentos

Todo equipamento deverá ser instalado num ponto tal, onde exista uma proteção deretaguarda.

2.1.5.1.1 - Religadores

a) Em redes de distribuição onde se deseja suprir áreas sujeitas a falhas transitórias,cuja probabilidade elevada de interrupção tenha sido constatada através de dadosestatísticos;

b) Em redes de distribuição, após carga cuja continuidade de serviço seja desejada;

c) Em circuitos longos onde se deve criar zonas de proteção, através de ajustesapropriados, devido aos níveis de curto-circuito.



2.1.5.1.2 - Chaves Fusíveis

a) Em ramais, observando que o número máximo de elos instalados em série nãoexcedam a 3 (três);

b) Em bancos de capacitores;

c) No primário dos transformadores de distribuição. Basicamente todos ostransformadores deverão ser protegidos por chaves fusíveis ou molas desligadoras. Estasdeverão ser instaladas exclusivamente em transformadores monofásicos de 13,2 kV e33/√3 kV, exceto em regiões litorâneas. Os elos fusíveis deverão ser compatíveis com apotência dos transformadores (ANEXO 10);Poderá ser eliminada a chave fusível na estrutura do transformador monofásico outrifásico quando, este for exclusivo no ramal que deriva da Linha de Distribuição, a chavefor visível, aberta ou fechada, e não estiver a uma distância superior a 300 metros doponto de instalação do transformador.

2.1.5.1.3 - Chave Fusível Religadora

Ver MIT 162503 - PROTEÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE -CRITÉRIOS PARA O SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE 13,8 kV e 34,5 kV.

2.1.5.1.4 - Mola Desligadora

A mola desligadora poderá ser instalada somente em Redes do Sistema de EletrificaçãoRural, com transformadores monofásicos de 10 kVA (13,2 kV e 33/√3 kV) e 15 kVA(33/√3 kV), onde a corrente é de até 1 A.

2.1.6 - Proteção Contra Sobretensão

A proteção contra sobretensão será feita por pára-raios e localizados de modo a se obtera máxima proteção possível. Ver MIT 162401 - PROTEÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃOCONTRA SOBRETENSÃO - APLICAÇÃO DE PÁRA-RAIOS.

a - Tipos

Pára-raios

15 kV - NTC 811258 - para RDR 13,8 kV

27 kV - NTC 811261 - para RDR 34,5 kV

b - Localização

A instalação dos pára-raios deverá ser feita conforme indicada na NTC 856000 -MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA.As redes do Sistema de Eletrificação Rural apresentam grande grau de exposição àsdescargas atmosféricas e geralmente em grandes extensões. Nessas redes deverão serinstalados pára-raios nos seguintes pontos:

b.1 - Em transformadores de distribuição;

b.2 - Em estruturas que contenham religadores, reguladores de tensão, chaves tripolarese banco de capacitores;



b.3 - Quando a rede não possuir equipamentos para os quais a proteção é obrigatória,instalar um conjunto de pára-raios em pontos considerados estratégicos. Para talconsultar o MIT 162401 - PROTEÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO CONTRASOBRETENSÃO - APLICAÇÃO DE PÁRA-RAIOS.

2.1.7 - Seccionamento e Manobra

2.1.7.1 - Equipamentos

São os seguintes os tipos de equipamentos de seccionamento e manobra a seremutilizados nas Redes de Distribuição Rural - RDR.

a - Seccionadora de Faca Unipolar com Dispositivo para Abertura em Carga

a.1 - Para RDR 13,8 kV: 15 kV / 400 A

NOTA: Quando justificado tecnicamente, poderá ser utilizada em caráter excepcional aseccionadora de faca unipolar - 15 kV / 630 A.

a.2 - Para RDR 34,5 kV: 24,2 kV / 200 A

NOTA: Quando justificado tecnicamente, poderá ser utilizada em caráter excepcionala seccionadora de faca unipolar - 24,2 kV / 400 A.

b - Chave Tripolar para Operação em Carga

2.1.7.2 - Localização

A instalação dos equipamentos de seccionamento e manobra, deverá ser feita conformeindicado na NTC 856000 - MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA.As seccionadoras de faca unipolares e tripolares para operação em carga, deverão serutilizadas em pontos de manobra, visando eliminar a necessidade de desligamentos nassubestações para sua abertura e minimizar o tempo de interrupção, bem como restringirao máximo o número de consumidores atingidos pela mesma. As referidas chavesdeverão ser localizadas em pontos de fácil acesso, para maior facilidade de operação.

Como casos gerais de pontos onde devem ser localizadas estas chaves, temos:

a - em pontos de interligação de Linhas de Distribuição;

b - em pontos onde são previstas manobras para transferência de cargas;

c - de trechos em trechos, estrategicamente separados, nos pontos de fácil acesso, paralocalização de defeitos;

d - após o ponto de entrada de consumidores importantes, a fim de preservar a qualidadede serviço por ocasião de manobras;

e - pontos próximos ao início e fim de concentrações significativas de cargas;

f - outros locais definidos pela área de operação.



NOTAS:

1- Não deverá ser projetada seccionadora de faca unipolar onde exista a possibilidadede sua operação causar um desequilíbrio de corrente tal, que atue os disjuntores oureligadores de retaguarda. Portanto, sendo necessária a operação freqüente da chave,deverá ser prevista chave tripolar para operação em carga.

2- Não utilizar seccionadora de faca unipolar em redes com condutores de aço-zincadoe aço-alumínio.

2.1.8 - Aterramento

A elaboração do aterramento deverá ser feita conforme o indicado no MIT 163104 -ATERRAMENTOS EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO.

2.1.8.1 - Elementos a Serem Aterrados

Deverão ser aterrados os pára-raios e tanques de transformadores, de religadores, dereguladores de tensão, de capacitores e de chaves tripolares para operação em carga.

2.1.8.2 - Resistência de Aterramento

Os valores máximos de resistência de aterramento, previstos em Redes de DistribuiçãoRural, para malha de terra dos equipamentos, monofásicos ou trifásicos, acima, são:

RDR 13,8 kV ≤ 20 Ohms

RDR 34,5 kV ≤ 10 Ohms

NOTAS:

1 - Havendo condutor neutro no poste, a ligação à terra (descida de terra) de BT, deveráser separada e isolada do aterramento do pára-raios e da carcaça dos equipamentos aserem protegidos ou em estrutura adjacente.

2 - Para transformadores monofásicos nos sistemas 34,5 / √3 kV (retorno por terra) e13,8 kV, quando não forem obtidos os valores de resistência de aterramento igual oumenor a 10 e 20 Ohms, respectivamente, quando colocado até 3 hastes, profundas ouparalelas, recomenda-se por razões econômicas, adotar os seguintes valores máximosde resistência de aterramento:

- 50 Ohms para transformadores de 5 e 10 kVA

- 33 Ohms para transformadores de 15 kVA

- 20 Ohms para transformadores de 25 kVA

3 - Nas áreas de elevada resistividade do solo, onde a obtenção da resistência de terradesejada depende da extensão do fio de aço-cobre enterrado, admite-se o afastamentoentre hastes de até 10 metros, sendo que a extensão total da malha não deveráultrapassar 50 metros, considerando-se que a partir da 5ª haste a redução da resistênciade terra torna-se desprezível.



2.1.8.3 - Seccionamento e Aterramento de CercasDeverão ser seccionadas e aterradas as cercas de arame, transversais ou paralelas nafaixa da rede primária. Consultar NTC 838000/921 - MONTAGENS DE REDES DEDISTRIBUIÇÃO RURAL e MIT 163104 - ATERRAMENTOS DE REDES DISTRIBUIÇÃO.Ver notificação DDI 038/93.

2.1.9 - Montagem Pilar no PosteA rede pilar no poste é mais uma alternativa de montagem para a rede primária, nãosubstitutiva da rede aérea em cruzetas. Tem como virtudes solucionar problemas debatimento e entrelaçamento de cabos (em contrapartida às montagens triangulares, estasúltimas menos econômicas) e evitar avarias em postes geradas pelo efeito torção doscabos em caso de rompimento dos mesmos. Essa alternativa de montagem é maisindicada para linhas expressas, por ser característica dessas linhas não ter a instalaçãode equipamentos, derivações e cruzamentos aéreos. As montagens estão disponíveis naNTC 856800 - MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA.

2.2 - Rede Secundária

2.2.1 - Níveis de TensãoAs tensões nominais secundárias são 220/127 V e 254/127 V.Os limites máximos e mínimos, fixados pela ANEEL (ex DNAEE), através das portariasNº 047/78 e 04/89, dentro dos quais deve se manter a tensão secundária no ponto deentrega de energia, estão indicados no ANEXO 4.

2.2.2 - Transformadores de Distribuição

2.2.2.1 - Tipos e PotênciasSerão previstos transformadores para postes nas potências a seguir:

a - Para Redes em 13,8 kV:

Monofásicos TrifásicoskVA NTC kVA NTC

10 811011 30 81104215 811012 45 81104325 811013 75 811044

112,5 811045

b - Para Redes em 34,5 kV:

Monofásicos TrifásicoskVA NTC kVA NTC

10 811021 30 81106215 811022 45 81106325 811023 75 811064

112,5 811065

NOTA: Quanto a possibilidade de montagem de banco de transformadores, consultar aRecomendação Técnica Nº 001/2002 da DEND/NOR.



O Programa Social de Eletrificação Rural tem como característica técnica o usodo transformador monofásico de 10 kVA.

2.2.2.1.1 - Determinação da Potência do Transformador

O atendimento de consumidores, em tensões secundárias, através de um mesmotransformador monofásico, far-se-á dividindo a somatória das potências solicitadas, pelosseguintes índices:

01 consumidor.............................1,0002 consumidores.........................1,5403 consumidores.........................1,6804 consumidores.........................1,8205 consumidores.........................1,96mais de 5 consumidores..............2,10

2.2.2.1.2 - Loteamento Rural de Lazer

São loteamentos com características de lazer, ou seja, podem possuir canchas, piscinas,salão de festas, área comercial etc.A demanda deverá ser estimada conforme Tabela 04 do ANEXO 3.

NOTAS:

1. As cargas individuais iguais ou superiores a 15 kVA deverão ser atendidas,preferencialmente, por transformador exclusivo, de potência igual a solicitada (comtransformador padronizado).

2. No atendimento a consumidores através de transformador trifásico, deverão serinformados a tensão de fornecimento 127 V para consumidores monofásicos e127/220 V para consumidores bifásicos e trifásicos.

2.2.2.1.3 - Vilas Rurais

A demanda deverá ser estimada conforme Tabela 05 do ANEXO 3.

2.2.2.2 - Instalação

As instalações de transformadores deverão atender os seguintes requisitos básicos:

a - Evitar projetar próximos à escolas ou mesmo consumidores individuais, como forma desegurança e resguardar as instalações internas (acima de 30 m).

b - Localizar-se o mais próximo possível do centro de carga, observando-se os critérioscontidos no item a;

c - Localizar-se em ponto de fácil acesso para operação e manutenção;

d - Localizar-se preferencialmente em solos de baixa resistividade;

e - Poderão ser instalados transformadores com fusíveis e pára-raios, no tronco ou ramalde rede trifásica de distribuição rural.



2.2.3 - Dimensionamento de Condutores da Rede Secundária

2.2.3.1 - Critérios Gerais

a - Tipos e Bitolas

Serão utilizados condutores de alumínio e de cobre com as seguintes bitolas:

a.1 - Condutores de Alumínio

• 02 AWG (CA) - NTC 810553• 04 AWG (CAA) - NTC 810572

a.2 - Condutores de Cobre

• 16 mm2 - NTC 810531• 35 mm2 - NTC 810533

NOTA: Neutro e fase(s) deverão ser projetados com a mesma bitola.

a.3 - Condutores de Alumínio Multiplexado

• 3x70 (70) mm2 - NTC 810874• 3x120 (70) mm2 - NTC 810875

b - Características

As características elétricas dos condutores são as constantes nas respectivas NORMASTÉCNICAS COPEL e no ANEXO 7.

c - Determinação da Bitola

O processo de cálculo elétrico utilizado para fins de projeto de redes secundárias, é o doscoeficientes de queda de tensão em % por kVA x hm (ver ANEXO 8), sendo a cargasempre considerada equilibrada ou igualmente distribuída pelos circuitos monofásicosexistentes.Apesar de se procurar equilibrar as cargas entre as fases, os resultados dessedimensionamento devem ser periodicamente aferidos, através de medições posterioresdos circuitos, a fim de determinar possíveis fatores de correção a serem adotados emprojetos futuros.O Programa Social de Eletrificação Rural tem como característica técnica o uso do cabo04 AWG (CAA) para a rede secundária.

2.2.4 - Aterramento

A elaboração de aterramento deverá ser feita conforme indicado no MIT 163104 -ATERRAMENTOS DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO.

2.2.4.1 - Elementos a serem Aterrados

a - Terminal de Ligação do Neutro de B.T. do Transformador

- Deve ser aterrado separado do aterramento da A.T. (pára-raios, tanque dotransformador e estai a ele interligado).



- Não deve ser ligado na malha do transformador e sim no aterramento que estiverlocalizado:

1) nas estruturas adjacentes ao transformador que contém o aterramento de BT;

2) nas estruturas secundárias de fim de linha;

3) no ramal de entrada do(s) consumidor(es).

b - Entrada de serviço do consumidor

No caso do ramal de ligação ser fixado na estrutura que contém o aterramento da A.T., oaterramento da entrada de serviço deve ficar afastado, no mínimo, 10 (dez) metros dequalquer componente interligado à malha de aterramento da A.T.

c - Estais

Os estais das estruturas, quando instalados em postes com aterramento de A.T., devemser sempre interligados à malha de A.T.

Quando instalados em postes com rede de B.T. devem ser interligados ao neutro.

Em caso de coexistência da rede de B.T. e o aterramento de A.T., os estais devem serinterligados somente ao aterramento de A.T.

Ver NTC 856011 - Estaiamento, referente à aterramento do estai na área rural.

2.2.4.2 - Entradas de Serviço

Observar as NTCs:

NTC 9-04100 - CONSUMIDORES FORA DE CENTROS URBANIZADOSNTC 9-01100 - FORNECIMENTO EM TENSÃO SECUNDÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO

NOTA: A entrada de serviço deverá ser instalada em poste auxiliar.

2.2.4.3 - Seccionamento e Aterramento de cercas

Deverão ser seccionadas e aterradas as cercas de arame, transversais ou paralelas nafaixa de servidão da rede secundária. Consultar MIT 163104 - ATERRAMENTO DE REDESDE DISTRIBUIÇÃO.

2.3 - Levantamento Topográfico

O levantamento topográfico deverá ser executado de acordo com a ESPECIFICAÇÂOTÉCNICA PARA LEVANTAMENTO TOPOGRÁFICO (ANEXO 11).



2.4 - Gabarito

Os gabaritos das catenárias para redes primárias de distribuição rural, são osapresentados na NTC 831005 - DESENHO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL.

2.4.1 - Apresentação

2.4.1.1 - Origem

As catenárias constantes nos gabaritos são plotadas a partir de tabelas calculadas,conforme as condições estabelecidas na NTC 850001 - DIMENSIONAMENTO DEESTRUTURAS DE REDES.

2.4.1.2 - Vãos Básicos

Conforme NTC 850001 - DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES, são adotadosos seguintes vãos básicos para a construção dos respectivos gabaritos utilizados paravãos contínuos ou ancorados:

Gabarito no 1 - Condutores CAA, vento 80 km/h

- Curva do condutor (catenária) na situação de flechas máximas (55º C, sem vento) comvão básico de 140 metros.

- Curva do condutor (catenária) na situação de flechas mínimas (0º C, sem vento) comvão básico de 240 metros.

Gabarito no 2 - Condutores CAA, vento de 80 km/h

- Curva do condutor (catenária) na situação de flechas máximas (55ºC, sem vento) comvão básico de 200 metros.

- Curva do condutor (catenária) na situação de flechas mínimas (0ºC, sem vento) comvão básico de 320 metros.



- Curva do condutor (catenária) na situação de flechas mínimas. (0ºC, sem vento) comvão básico de 180 metros.




Gabarito no 5 - Condutores CA, vento 80 km/h





Gabarito no 8 - Condutores de cobre, vento 80 km/h

- Curva do condutor (catenária) na situação de flechas máximas (55ºC, sem vento), comvão básico de 100 metros.


Gabarito no 9 - Condutores CAA, vento 100 km/h (linhas expressas)

- Curva do condutor (catenária) na situação de flechas máximas (55ºC, sem vento) comvão básico de 120 m.

- Curva do condutor (catenária) na situação de flechas mínimas (0ºC, sem vento) comvão básico de 220.

Gabarito no 10 - Condutores CAA, vento 100 km/h (linhas expressas)



NOTAS:

1- Para projeto de baixa tensão, com utilização de cabos de alumínio CA, deverá serutilizado o gabarito nº 5;

2- Os gabaritos nº 3 e 4, condutores de alumínio CAA, vento 100 km/h deverão serutilizados, em projetos, nas regiões cuja incidência de ventos seja comprovadamentesuperior a 80 km/h.

3- Os gabaritos nº 9 e 10, deverão ser utilizados, em linhas expressas.

4- Os gabaritos nº 3, 4, 5 e 8 estão disponíveis apenas em cópias heliográficas vegetal.

2.4.1.3 - Linha de Locação de Estrutura e Linha de Solo

São linhas "paralelas" à linha (catenária) do cabo condutor na condição de flecha máximasem vento, indicando respectivamente o pé das estruturas e a distância do cabo condutorao solo.A linha da estrutura será traçada a 8,85 metros abaixo da linha do cabo condutor erepresentada a altura livre do poste de 10,5 metros, de uso mais freqüente.A linha do solo será traçada a 6,0 metros abaixo da linha do cabo condutor e representaa altura mínima exigida para a maioria dos vãos.



2.4.1.4 - Utilização

A correta utilização do gabarito será fundamental para não comprometer a segurança dafutura RDR. A escolha do gabarito, quanto ao vão básico, deve obedecer os critérios aseguir:

- verificação de cabo baixo, locação de estruturas não prefixadas e desenho do perfil doprojeto;

- verificação de arrancamento de uma estrutura, através da soma dos vãos adjacentes àestrutura.

2.4.2 - Escala

Deverão ser utilizadas as mesmas escalas adotadas no desenho do perfil que são 1:200e 1:2000, vertical e horizontal, respectivamente.Quando o projeto for elaborado no LIE, poderá ser adotada outra escala conveniente.

2.5 - Locação de Estruturas no Perfil

2.5.1 - Apresentação

Com exceção das estruturas pré-fixadas, a locação das demais estruturas no perfil,deverá ser feita por tentativas, utilizando para isto o gabarito adequado, de forma asatisfazer as seguintes condições básicas:

2.5.1.1 - Deverá manter os cabos a uma distância mínima de segurança do solo, devias de transporte ou de instalações quaisquer, à temperatura máxima de projeto ( 55ºC).

2.5.1.2 - A deflexão vertical máxima ascendente ou descendente, bem como a deflexãohorizontal máxima dos condutores, além de serem limitadas pelas amarrações, devemainda, em função da soma dos semi-vãos adjacentes de uma estrutura, obedecer oestabelecido na NTC 850001 - DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES.

2.5.1.3 - O comprimento do vão definido pela locação de um par de estruturas, nãodeverá ultrapassar o valor do vão elétrico.

2.5.1.4 - A soma dos semi-vãos adjacentes de uma estrutura não deverá ultrapassar ovão mecânico calculado para esta estrutura.

2.5.2 - Critérios para Locação

2.5.2.1 - Nos casos em que o primário da Rede de Distribuição Rural passar dentro doperímetro urbano, os vãos não deverão ultrapassar a 80 metros, devido a faixa desegurança limitada pela largura dos passeios e eventualmente para possibilitar, no futuro,intercalação de postes para instalação de rede secundária. Poderá ser utilizado ocondutor CA para se evitar postes especiais nas ancoragens.

2.5.2.2 - Em trecho longo, sem estrutura de ancoragem, o comprimento de cada tramodeve ser limitado em, no máximo 1500 metros para cabo com bitola igual a 04 CAA, paracabo com bitola superior a 04CAA o tramo deve ser limitado em, no máximo 800 metros.

2.5.2.3 - Nas obras por particular ou doação (obras enquadradas na NAC 060102 de 24de março de 1997), a COPEL DIS avaliará a necessidade e, poderá exigir o levantamentotopográfico para ramais com extensão a partir de 245 metros.



2.5.2.4 - Nas travessias sobre rodovias, as estruturas do vão da travessia, deverão serlocadas fora da faixa de domínio ou a 1,5 metros no interior da faixa. As extremidades dovão de travessias deverão ser ancoradas ou utilizado poste com base reforçada ou combase concretada, sempre que exigido pelos órgãos competentes.Quando necessário, poderão ser instalados estais transversais à pista de rolamento,desde que estes não atrapalhem o trânsito da rodovia (MIT 162606).

2.5.2.5 - Nas travessias sobre ferrovias as estruturas do vão de travessia, deverão serlocadas fora da faixa de domínio. As extremidades do vão de travessia, deverão serancoradas sempre que exigido pelos órgãos competentes.

2.5.2.6 - Nas travessias sobre Linha de Telecomunicação, sobre ou sob Rede deDistribuição ou sob Linha de Transmissão, as estruturas do vão da travessia, deverão serlocadas, preferencialmente, fora da faixa de domínio.

2.5.2.7 - Nas proximidades de aeródromo, as estruturas deverão ser locadas obedecendoas prescrições estabelecidas na Portaria Nº 1141/GM5 de 8 de agosto de 1987, cujosparâmetros constam no ANEXO 12.

2.5.2.8 - Dentro do perímetro urbano, em locais onde poderão existir, no futuro,cruzamento de RDU, será conveniente projetar postes de 12,0 metros.

2.5.2.9 - Nas imediações de subestações, normalmente congestionadas, seráconveniente projetar postes de 12,0 metros prevendo a instalação de segundo circuito.

2.5.2.10 - Nos novos projetos de rede monofásica, conforme a potencialidade da região,o condutor e os vãos - em trechos determinados - deverão ser compatíveis a uma futuramudança para trifásico.

2.5.2.11 - Em estruturas especiais evitar projetar, derivações e instalações deequipamentos.

NOTA: - Consultar o MIT 162606 - TRAVESSIAS E OCUPAÇÃO DE FAIXA DE DOMÍNIO,quando o assunto for correlato.

- Observar o disposto no Aviso DIS-007/2001 - Ligações Aéreas de ProteçãoAmbiental/Mananciais: Procedimentos.

2.6 - Postes

Deverão ser usados postes de concreto armado, seção duplo T.

2.6.1 - Tipos

Poderão ser utilizados os tipos padronizados na NTC de MATERIAIS DE DISTRIBUIÇÃOPADRÃO, observando a NTC 850001 - DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES.

2.6.1.1 - Postes de Concreto Armado

10,5 metros D/150 - NTC 810141 B/300 - NTC 810143 B/600 - NTC 810146 B-1,5/1000 - NTC 810148 B-4,5/2000 - NTC 810151



12,0 metros D/200 - NTC 810192B/300 - NTC 810193

B/600 - NTC 810196 B-1,5/1000 - NTC 810198

B-4,5/2000 - NTC 810201 B-6/3000 - NTC 810203

13,5 metros B/600 - NTC 810220B-1,5/1000 - NTC 810221

2.6.2 - Comprimento Mínimo

Deverá ser obedecido o comprimento mínimo de:

• 10,5 metros: para rede primária e rede secundária;• 12,0 metros: para derivação de AT, travessias, circuito duplo, em estruturas com

transformador, equipamentos e/ou situações especiais em que o poste de 10,5 m semostrar insuficiente;

• 13,5 metros: para derivação em AT, travessias, circuito duplo, em estruturas comtransformador, equipamentos e/ou situações especiais em que o poste de 12,0 m semostrar insuficiente.

Postes maiores serão considerados especiais.

NOTA: Para as derivações de AT que não houver BT instalada, poderá ser utilizado oposte de 10,5 metros.

2.6.3 - Poste de Concreto Armado Posição de Topo

Na necessidade de instalar poste na posição topo, sem sustentação transversal, estedeverá ser dimensionado considerando-se a atuação do vento no poste, equipamentos econdutores, através do programa LIE (Dimensionamento de Estruturas).Consultar a NTC 850001 - DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES.

2.7 - Cruzetas

Deverão ser utilizadas normalmente os tipos:Cruzeta de concreto armado ou, excepcionalmente, cruzeta de aço.

NOTA: A posição das cruzetas no poste não é indicativo do sentido de fonte da redeelétrica.

2.7.1 - Utilização

2.7.1.1 - Cruzeta de Concreto Armado - 250 daN - 2 m - NTC 811503

- Montagens de Derivação e Fim de Linha

Poderão ser utilizadas para os seguintes condutores padronizados, constantes do item2.1.4.1.

a - Cabo de Alumínio com Alma de Aço - CAA

04 AWG para redes rurais 2/0 AWG para linhas expressas e troncos rurais



b - Cabo de Alumínio - CA

02 AWG para redes rurais 336,4 MCM para linhas expressas

c- Cabo de Cobre

35 mm2 para redes rurais 70 mm2 para linhas expressas e troncos rurais

- Montagens Passantes

Poderão ser utilizadas em terreno plano, para qualquer condutor do item 2.1.4.1.NOTA: Na condição de esforços verticais descendentes, haverá necessidade de dimen-

sionamento para os condutores de maior bitola, consultar a NTC 850001 -DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES.

- Equipamentos

Poderão ser utilizadas com: pára-raios, seccionadora de faca unipolar e chave fusível.Na utilização de seccionadora de faca unipolar, haverá a necessidade de duas cruzetas.

2.7.1.2 - Cruzeta de Aço - 1000 daN - 1,90 m - NTC 811508

Deverá ser utilizada somente em situações especiais, para as quais a cruzeta deconcreto não atenda os esforços solicitados.

2.8 - Distâncias Verticais Mínimas de Segurança entre os Cabos e o Solo ou outrosElementos

Os cabos condutores deverão manter as distâncias mínimas a seguir especificadas nascondições mais desfavoráveis de aproximação, ou seja, na condição de flecha máximana temperatura máxima (55ºC), sem vento.

2.8.1 - Condutores Primários

• 6,0 metros para locais acessíveis apenas a pedestres (NBR-5434);

• 6,0 metros para locais onde circulam máquinas agrícolas (NBR-5433);

• 7,0 metros para ruas e avenidas (NBR-5434);

• 7,0 metros para cruzamento e ocupação de faixa de domínio sobre rodoviasfederais e estaduais, na condição mais desfavorável, para vãos até 100 metros;

• 8,0 metros para cruzamento e ocupação de faixa de domínio sobre rodoviasfederais e estaduais, na condição mais desfavorável, para vãos acima de 100metros;

• 9,0 metros para cruzamento sobre ferrovias não eletrificadas ou não eletrificáveis;



• 12,0 metros para cruzamento sobre ferrovias eletrificadas ou eletrificáveis;

• 6,0 metros para travessias sobre oleodutos e gasodutos.

Para travessias sobre vias navegáveis a altura mínima deverá ser (H+2)m, onde:

H = corresponde a altura do maior mastro e deverá ser fixada pela Capitania Fluvial doRio Paraná ou pela Autoridade Responsável pela navegação da via considerada;

A Altura de maior mastro para as principais vias navegáveis é a seguinte:

• 18,0 metros para o Rio Paraná;

• 12,0 metros para os rios Ivaí, Piquiri e Iguaçu;

• 6,0 metros para travessias sobre vias não navegáveis.

2.8.2 - Condutores Secundários

- Áreas rurais exclusivamente a pedestres:

• 5,0 metros para ramais de ligação à rede secundária;

• 5,0 metros para secundários até 600 V;

• 5,0 metros para locais com trânsito de veículos e pedestres;

• para as demais situações adotar a mesma altura da rede primária.

2.9 - Distâncias Verticais Mínimas entre os Condutores nos Cruzamentos

No caso de travessia de uma rede sobre ou sob outra, sobre linhas de telecomunicaçãoou sob linhas de transmissão, as distâncias verticais mínimas, em metros, nas condiçõesmais desfavoráveis de aproximação dos condutores, são calculados pela fórmula(NBR-5422/85): DUD = a + 0,01 ( - 50 ), se DU > 87kV ou D = a se, DU ≤≤≤≤ 87 kV √√√√3

onde: a = 1,2 metros, para linhas de energia elétrica e a = 1,8 metros, para linhas de telecomunicações

NOTAS:

1 - No cálculo de distâncias verticais de partes de uma linha às de outra linha detransmissão, o valor de DU, na fórmula básica, corresponde a tensão mais elevada dasduas linhas consideradas.

2 - Para travessia sob Linhas de Transmissão da COPEL, entrar em contato com a áreade Manutenção de Linhas de Transmissão, que determinarão através do programa"CABO SOLO" as distâncias de segurança.

3 - A linha de maior tensão deve ficar acima daquela de menor tensão, satisfazendo asdistâncias mínimas de segurança.



4 - Nas travessias sob duas estruturas de suspensão ou ancoragem e suspensão,consultar o MIT 162606 - MANUAL DE TRAVESSIAS SOB LINHAS DE TRANSMISSÃO.

2.10 - Faixas de Segurança

2.10.1 - Largura da Faixa

A largura da faixa de segurança de redes de distribuição, deverá ser determinadalevando-se em conta o balanço dos cabos devido à ação do vento, efeitos elétricos eposicionamento dos suportes e estais.No caso de uma única rede, a largura mínima da faixa de segurança, será calculada paravãos ou trechos críticos, pela seguinte expressão:

DU L = 2 ( b + h + ) 150Sendo:

L = largura da faixa, em metros;

b = distância horizontal do eixo do suporte ao ponto de fixação do condutor maisafastado desse eixo, em metros:

h = projeção horizontal da flecha do condutor na condição de máximo deslocamento,em metros;

DU = distância em metros, numericamente igual a tensão nominal em kV, considerando-se o mínimo de 0,5 metros.

NOTA: O valor de h poderá ser determinado através da seguinte equação, desenvolvidaatravés das condições fixadas na fórmula a seguir:

0,00471 x d x v2

h = f x sen ( arc tg ) p

Sendo:

f = flecha na temperatura máxima de projeto, em metros;d = diâmetro nominal do cabo condutor, em metros;p = massa do cabo, em kg/m;v = velocidade do vento, em km/h.

A largura mínima da faixa de segurança, no caso de várias linhas de distribuição emparalelo, será calculada pela expressão:

n DU1 DUnL = ( ΣΣΣΣ dsi ) + h1 + b1 + + hn + bn + i=1 150 150

Sendo:

ds = distância entre os eixos dos suportes das linhas adjacentes, em metros



2.10.2 - Distância Mínima entre Eixos de Duas Linhas Paralelas

A distância horizontal mínima entre os eixos dos dois suportes, será calculada pelafórmula:

DU ds = b1 + b2 + h + 150

NOTAS:

1 - O valor de h considerado deverá ser o maior dos obtidos para as duas linhas.

2 - O valor de DU correspondente a tensão mais elevada das duas linhas consideradas,com um mínimo de 69 kV.

2.10.3 - Distância Mínima em Relação as Edificações

A distância horizontal mínima entre o eixo da rede de distribuição e edificações (árearural), será calculada pela fórmula:

D = 4 metros + h

Sendo:

h = máximo deslocamento, calculado pela fórmula do item 2.10.1

2.11 - Estaiamento

O estaiamento deverá ser projetado quando a resultante dos esforços aplicados naestrutura for superior a 40% da resistência nominal da mesma, ou ainda, quando aresistência de engastamento (considerar os engastamentos padronizados) forinsuficiente.

A decisão entre estaiar um poste de menor resistência e utilizar um de maior resistênciaengastado de uma das três formas padronizadas na NTC 856000 - MONTAGEM DEREDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA, deverá ser tomada após viabilização técnica-econômica.

O seu dimensionamento deverá obedecer aos critérios estabelecidos na NTC 850001 -DIMENSIONAMENTO DE ESTRUTURAS DE REDES.

Evitar a utilização de estai de âncora em áreas com problemas de agressividade do soloem hastes de ancoragem, em áreas de cultivo, em áreas urbanas e em locais comaglomeração de pessoas, tais como: escolas, igrejas, clubes e outros.

Não deverá ser projetado estai de rede primária colocado acima da baixa tensão, emestruturas passantes e que contenham equipamentos. Nesta situação a estrutura deveráser reforçada de maneira a compatibilizar os esforços, quando necessário.

Em trecho longo sem estrutura com estaiamento lateral, deverá ser locada uma estruturacom estais transversais a cada definição de tramo.

Deverá ser evitado o uso de estais em estruturas com equipamento, onde não forpossível, usar dispositivo para segurança de estai (NTC 856010) ou dispositivo paraisolamento de estai (NTC 856011).



2.12 - Sinalização de Advertência

Ver MIT 162603 - SINALIZAÇÃO DE ADVERTÊNCIA.

2.12.1 - Vales Profundos

Nas travessias sobre vales profundos, com viabilidade de tráfego de aeronaves, nostrechos em que os cabos superiores se situarem acima de 145 metros do solo, estesdeverão ser sinalizados com um mínimo de 3 esferas, espaçadas de 40 metros nomáximo, (ANEXO 13).

2.12.2 - Vias Navegáveis, Fluviais e Marítimas

Nas travessias sobre vias navegáveis e bacias de acumulação, desde que hajasolicitação dos órgãos competentes, os cabos inferiores deverão ser sinalizados com ummínimo de 3 esferas, segundo as especificações e espaçadas de 40 metros, no máximo.NOTA: Estas informações foram extraídas do trabalho "Identificação e Sinalização de

Linha de Transmissão - SCM-049".

2.13 - Tabela de Regulação dos Cabos Condutores

A tabela de regulação dos cabos condutores poderá ser elaborada através do programaLIE ou a partir da tabela de trações de montagem (NTC 850005 - TABELAS PARAPROJETO E MONTAGEM DE LINHAS E REDES DE DISTRIBUIÇÃO).A tabela de regulação dos cabos para rede pilar no poste poderá ser obtida naIntranet/DEND/GEO.Deverão ser tabelados os valores de tração para cada tramo e as correspondentesflechas para cada vão do tramo. As temperaturas correspondentes deverão ser as maisprováveis por época de construção.

2.13.1 - Determinação do Vão Regulador

Para obtenção dos valores de tração, através da tabela de Trações de Montagem, deve-se antes, calcular o valor do vão regulador de cada tramo, através da equação:

areg = ( )

( )

ai

ai

3

Onde:

a = vão regulador, em metros reg

ai = vãos que compõem o tramo, em metros

A flecha do vão regulador deverá ser obtida nas Tabelas de Flechas e Trações.

NOTA: O cálculo do vão regulador poderá ser feito através do Sistema LIE - LocaçãoInterativa de Estruturas.



2.13.2 - Processo Computacional

A tabela de regulação poderá ser gerada através do programa LIE.

2.14 - Numeração de Ramais

Os ramais e sub-ramais deverão ser numerados, conforme MIT 162607 - CRITÉRIOSPARA NUMERAÇÃO DE RAMAIS.

2.15 - Projeto por Microcomputador - LOCAÇÃO INTERATIVA DE ESTRUTURAS - LIE

Todo projeto de Linhas e Redes de Distribuição poderá ser realizado através doprograma LIE.Este sistema está disponível em microcomputador, no formato “LIE for Windows”.Poderá ser utilizado nas classes de tensões 13,8 e 34,5 kV, para linhas ou redes dedistribuição monofásica ou trifásica.

As principais verificações do programa são as seguintes:

• Cálculo de caderneta de campo;• Dimensionamento de postes, cruzetas, isoladores;• Cálculos de vão elétrico e mecânico;• Verificação de altura mínima cabo ao solo, para cada tipo de obstáculo;• Verificação de esforços ascendentes e descendentes em estruturas.

Produtos:

• Relatório completo de todas as estruturas locadas no projeto;• Desenho do projeto através de impressora colorida ou plotter.

Suporte técnico:

• Engenharia de Obras e Manutenção - DEND/GEO.

2.16 - Sistema Gerência de Obras de Distribuição

É o sistema de processamento de dados que visa informatizar o gerenciamento dasobras desde, a elaboração do anteprojeto até o fechamento físico da obra.O Sistema auxilia o projetista na obtenção, da orçamentação dos materiais e mão-de-obra de projetos de RDR.

Para tanto poderá utilizar os seguintes relatórios:

- Relação de Materiais do Projeto

- Relação de mão-de-obra do Projeto

- Orçamentação do Projeto

- Ordens em Curso

- Movimentação de Materiais - MDM



- Autorização para Execução de Obras ou Serviços - AES

2.17 - Apresentação do Projeto

O projeto definitivo deverá ser composto de:

a- Planta do Traçado;

b- Desenho do Projeto em Planta e Perfil;

c- Desenho de Detalhes Complementares do Projeto;

d- Tabela de Regulação;

e- Relação de Materiais do projeto;

f- Demonstrativo do custo estimado da obra (diretos e indiretos) e a participaçãofinanceira do consumidor, se houver (Ordem em Curso);

g- Fechamento físico da obra.

2.17.1 - Planta do Traçado

Deverá ser elaborada de acordo com a NTC 831005 - DESENHO DE REDES DEDISTRIBUIÇÃO RURAL.

2.17.2 - Desenho do Projeto em Planta e Perfil

O projeto deverá ser desenhado em planta e perfil, a grafite, obedecendo os critériosestabelecidos na NTC 831005 - DESENHO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO RURAL.

2.17.3 - Desenho de Detalhes Complementares do Projeto

Deverão ser desenhados à parte, travessias sobre rodovias estaduais ou federais,ferrovias, vias navegáveis, travessias sob linhas elétricas e detalhes quando o projetoatingir zonas de proteção de aeródromos, etc.

2.17.4 - Relação de Materiais

Com descrição dos materiais com quantidades a serem empregadas.

2.17.5 - Tabela de Regulação dos Cabos Condutores

Elaborada conforme descrito no item 2.13, desta NTC.

3 - ARQUIVAMENTO DO PROJETO

Após a conclusão da construção, o original do desenho do projeto deverá ser atualizadode acordo com o executado e enviado para arquivamento.

NOTA: O sistema utilizado para o arquivamento, formação de cadastro e atualizaçãoperiódica, deverá ser estabelecido de forma a manter sempre o cadastro da RDRatualizado.

Projeto de Redes de Distribuição Rural NTC 831001ANEXOS


E - ANEXOS

NÚMERO DESCRIÇÃO

ANEXO 1 Terminologia

ANEXO 2 Formulário para Cálculo de Queda de Tensão

ANEXO 3 Demanda Diversificada

ANEXO 4 Tensões Normais de Operação

ANEXO 5 Características Elétricas dos Condutores da Rede Primária

ANEXO 6 Coeficiente de Queda de Tensão Primária

ANEXO 7 Características Elétricas dos Condutores da Rede Secundária

ANEXO 8 Coeficiente de Queda de Tensão Secundária

ANEXO 9 Chaves Fusíveis, Mola Desligadora e Elos Fusíveis

ANEXO 10 Elos Fusíveis para Proteção de Transformadores

ANEXO 11 Especificação Técnica para Levantamento Topográfico

ANEXO 12 Zona de Proteção de Aeródromos e Helipontos

ANEXO 13 Sinalização de Advertência em Travessia sobre Vale Profundo

Projeto de Redes de Distribuição Rural NTC 831001ANEXO 1


TERMINOLOGIA

1. OBJETIVO

Uniformizar entre as diversas áreas da Diretoria de Distribuição os conceitos dossegmentos do sistema elétrico (linha, rede, alimentador e outros).

2. DEFINIÇÕES

2.1 - REDE DE DISTRIBUIÇÃO (ABNT)Conjunto de linhas elétricas, com equipamentos e materiais diretamente associados,destinados a distribuição de energia elétrica.

2.1.1 - REDE DE DISTRIBUIÇÃO URBANA - RDURede de distribuição situada dentro do perímetro urbano.

2.1.2 - REDE DE DISTRIBUIÇÃO RURAL - RDRRede de distribuição situada fora do perímetro urbano.

2.1.3 - REDE DE DISTRIBUIÇÃO PARTICULAR - RDPRede de distribuição de propriedade de terceiros.

2.2.- LINHA DE SUBTRANSMISSÃO - LSULinha elétrica destinada ao transporte de energia entre duas subestações (SEs) quealimenta ou não consumidores entre elas.

2.3 - ALIMENTADORRede ou linha de distribuição elétrica que alimenta, diretamente ou por intermédio deseus ramais, transformadores de distribuição do concessionário e/ou consumidores.

2.3.1 -TRONCOSegmento da linha elétrica responsável pelo transporte da maior quantidade da cargacom a extensão determinada pelas necessidades operacionais do alimentador.

2.3.2 - RAMALSegmento da linha elétrica que deriva do tronco, responsável pela distribuição deenergia aos consumidores.

2.4 - CIRCUITO DE BAIXA TENSÃOConjunto de linhas elétricas alimentado por um posto de transformação e responsávelpela distribuição de energia elétrica aos consumidores.



3 - SIMBOLOGIAS ESPECÍFICAS PARA CADASTRO

De acordo com a situação geográfica das redes ou com as características funcionaisdas linhas podemos obter as seguintes nomenclaturas para efeito de cadastramento:

RDU RDR RDP LSU

TRONCO TU TR TS

RAMAL RU RR RP

Onde:

TU Tronco de Rede de Distribuição Urbana

TR Tronco de Rede de Distribuição Rural

TS Tronco de Linha de Subtransmissão

RU Ramal de Rede de Distribuição Urbana

RR Ramal de Rede de Distribuição Rural

RP Ramal de Rede de Distribuição Particular

Observação: O Ramal de Subtransmissão sempre será uma Rede de Distribuição.



4 - EXEMPLOS



FORMULÁRIO PARA CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO

FOLHA DE CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO - FQT CIRCUITO NÚMERO

PARA REDE DE DISTRIBUIÇÃO

PROJETO DE:

ESQUEMA DO CIRCUITO:

RELATIVOS À(S) PRANCHA(S) AT.: kV BT.: VESCALA APROXIMADA 1:

TRECHO CARGA EM kVA CONDUTORES kVA x hm QUEDA %Designação hm Distribuída Concentrada Total = D + C

2UNITÁRIO PARCIAL TOTAL

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10CARGA DIURNA

kVA

ILUMINAÇÃO PÚBLICA

kVA

CARGA NOTURNA

kVA

APROVEITAMENTODIURNO

%

APROVEITAMENTO NOTURNO

%

DATA CALCULADO POR: VISTO FOLHA



DEFINIÇÃO DOS ITENS DE CÁLCULO:

1 - DESIGNAÇÃO: Corresponde ao número do início e fim do trecho do qual será calculada aqueda de tensão.

2 - hm: Corresponde ao comprimento do trecho designado, em hectômetro (m/100).

3 - DISTRIBUÍDA: Corresponde à carga existente entre os extremos do trecho designado.

4 - CONCENTRADA: Corresponde à carga existente fora do trecho designado, incluindo oponto.

5 - TOTAL: Corresponde ao valor total da carga no trecho designado. è determinado pelaseguinte fórmula:

DTotal = + C 2

Onde:

D = carga distribuídaC = carga concentrada

6 - CONDUTORES: corresponde à bitola dos condutores que farão a alimentação do trechodesignado.

7 - kVA x hm: corresponde a multiplicação do valor do hm (definido no item 2) com o valor dacarga total (definido no item 5).

8 - QUEDA UNITÁRIA: coeficiente determinado em função da bitola do cabo e fator de potênciado circuito, os coeficientes de queda de tensão unitária encontram-se no ANEXOS 6 e 8.

9 - QUEDA PARCIAL: corresponde ao valor da multiplicação das variáveis.

a) kVA x hm (definido no item 7)

b) QU (definido no item 8)

QP = (kVA x hm) x (QU)

10 - TOTAL: corresponde à soma das quedas nos trechos designados.



DEMANDA DIVERSIFICADA

FATOR DE DEMANDA TÍPICO INDUSTRIAL (A.T.)

Deverá ser obtido através do MIC - Participação Financeira - Título 13, Módulo 02 -INDICADORES DE UTILIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, (ANEXO I)

OBS.: O fator de demanda típico comercial (Rede Secundária), deverá ser estabelecidocom o confronto de consumidores já ligados na mesma área abrangida pelo projeto ecom as mesmas características.

(Ex.: restaurante, impressora, oficina mecânica, açougue, armazém, colégio, hotel,panificadora, etc.).

TABELA 01 - FATOR DE DEMANDA-MOTORES

TOTAL DEMOTORES 1 2 3 a 5 + de 5

FATOR DEDEMANDA

(%)100 90 80 70

TABELA 02 - POTÊNCIA APROXIMADA DE APARELHOS ELETRODOMÉSTICOS

APARELHO POTÊNCIA(W)

APARELHO POTÊNCIA(W)

Aquecedor para banho 2.500 Geladeira 180Enceradeira 300 Liqüidificador 200Aspirador de pó 750 Máquina de costura 150Batedeira 250 Máq. de lavar roupa 500Chuveiro 4.500 Rádio 25Torneira Elétrica 3.000 Secador de cabelo 1.200Ferro Elétrico 1.000 Televisor 200Fogão Elétrico 5.000 Torradeira 1.000

TABELA 03 - CONVERSÃO DE "cv" EM "kVA"

MOTORES TRIFÁSICOS MOTORES MONOFÁSICOS

cv kVA cv kVA cv kVA cv kVA 1 1,20 7,50 7,38 1/3 0,53 2 2,53 2 2,20 10 9,66 1/2 0,75 3 3,78 3 3,20 15 14,1 3/4 1,04 5 5,52 5 5,06 20 18,5 1 1,35 7,5 7,66

1,5 1,94 10 10,0

Referência: Tabela para avaliação do Fator de Potência da NB-3, para motores trifásicose tabelas diversas para monofásicos.



OBS: 1 - Com motores trifásicos a tabela é válida para motores de indução, operando a75% da sua carga nominal.

2 - A conversão deverá ser feita para cada motor e não para soma total em cv.

3 - Para motores que não constem na tabela, pode-se determinar um resultadoaproximado por interpolação.

TABELA 04 - CLASSIFICAÇÃO DE CONSUMIDORES PARA LOTEAMENTOS RURAIS DELAZER

Número de consumidores nocircuito

Demanda de consumidores(kVA)

01 a 05 2,6006 a 10 2,2111 a 15 1,8216 a 20 1,4421 a 25 1,3826 a 30 1,2831 a 40 1,17

Acima de 40 1,07

APLICAÇÃO DA TABELA

De acordo com a primeira coluna, enquadra-se o número de consumidores do circuito em umadas faixas, após toma-se o valor do fim da faixa e multiplica-se pela demanda correspondenteda segunda coluna.

Ex.: Para 12 consumidores (faixa 11 a 15) temos uma demanda por consumidor de 1,82 kVA,que multiplicado pelo valor do fim da faixa, fornece-nos a demanda estimada dotransformador, ou seja :Demanda estimada do transformador = 15 x 1,82 = 27,3 kVA

REFERÊNCIA: Os valores de demanda acima deverão ser usados para loteamentos ruraiscom características de lazer, ou seja, que possuem canchas, piscinas, salão de festas, áreacomercial etc.



TABELA 05 - CLASSIFICAÇÃO DE CONSUMIDORES PARA VILAS RURAIS

Número de consumidores nocircuito

Demanda de consumidores(kVA)

01 a 05 1,3006 a 10 1,1511 a 15 1,0716 a 20 1,0221 a 25 0,9026 a 30 0,8531 a 40 0,76

Acima de 40 0,68

APLICAÇÃO DA TABELA

De acordo com a primeira coluna, enquadra-se o número de consumidores do circuito em umadas faixas, após toma-se o valor do fim da faixa e multiplica-se pela demanda correspondenteda segunda coluna.



TENSÕES NORMAIS DE OPERAÇÃO

TABELA 01 - REDE PRIMÁRIA

SISTEMA LIMITES DE TENSÃO DE OPERAÇÃO (V)DE MÍNIMOS MÁXIMOS

DISTRIBUIÇÃO ANEEL COPEL COPEL ANEELNOMINAL TRIFÁSICO

E 12.210 12.900 13.800 13.86013,8 kV MONOFÁSICO

NOMINAL TRIFÁSICO 30.525 32.250 34.500 34.65034,5 kV MONOFÁSICO 17.624 18.620 19.919 20.005

TABELA 02 - REDE PRIMÁRIA EM CONTINGÊNCIA

SISTEMA LIMITES DE TENSÃO DE OPERAÇÃO (V)DE MÍNIMOS MÁXIMOS

DISTRIBUIÇÃO ANEEL COPEL COPEL ANEELNOMINAL TRIFÁSICO

E 11.880 12.210 13.860 13.86013,8 kV MONOFÁSICO

NOMINAL TRIFÁSICO 29.700 31.500 34.500 34.65034,5 kV MONOFÁSICO 17.147 18.187 19.919 20.005

TABELA 03 - REDE SECUNDÁRIA

LIMITES DE TENSÃO DE OPERAÇÃO (V) SISTEMAS MÍNIMOS MÁXIMOS

FIOS TENSÃONOMINAL (V)

CONTIN-GÊNCIA

NORMAL CONTIN-GÊNCIA

NORMAL

4 220/127 189/109 201/116 233/135 229/1322 e 3 254/127 218/109 232/116 270/135 264/132

Referência: Limites fixados pela ANEEL (ex DNAEE), através das PORTARIAS Nos047/78 e 04/89, e pela COPEL através da Notificação DDI-007/91 e MIT 162201 - NÍVEISDE TENSÃO DE FORNECIMENTO.



CONFIGURAÇÃO BÁSICA - REDE PRIMÁRIA

S.E. RA LOCALIDADE

RAMALRURAL

RAMALRURAL

LINHA DE DISTRIBUIÇÃO

SUB-RAMALRURAL

CF - ... A



CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS CONDUTORES DA REDE PRIMÁRIA

TABELA 1 - CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS CONDUTORES REDE PRIMÁRIA

I ESTRUTURA CRUZETA (2 METROS)

TEM ARRANJO TIPO

DISTÂNCIA ENTRECONDUTORES (mm)

DISTÂNCIAEQUIVALENTE

(mm)dAB dBC dCA Deq

1N1 600 1200 1800 1090

TRIFÁSICON3

2 850 850 1700 1071NORMAL N4

3 N1 - - 1800 1800MONOFÁSICO

(2 FIOS) N34 - - 1700 1700

N4

5 T1 949 949 1800 1174TRIANG. TRIFÁSICO

T36 856 856 1700 1076

T4P1 1200 800 1200 1048

PILAR PT1 950 1500 1200 11957 NO TRIFÁSICO PTA1 1200 1200 1200 1200

POSTE P3PP3 600 600 600 600P4

8MONOFÁSICO

(1FIO) U SEM CRUZETA- 16446

1 2 3 4

FONTE DAS COLUNAS

Coluna 2 e 3 - Distância entre os condutores e estruturas, conforme NTC 856000 -MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA.

Coluna 4 - Distância equivalente

3 Deq = √dAB x dBC x dCA

SISTEMA TRIFÁSICO

Onde:

d = distância entre fases



A B C B •• • • - disposição das fases (TIPO N) A • - disposição das fases (TIPO P)

C • BA • C• • A • - disposição das fases (TIPO T) B • - disposição das fases (TIPO P)

C •

SISTEMA MONOFÁSICO A 2 FIOS: Deq = Distância entre condutores

SISTEMA MONOFÁSICO 1 FIO: Deq = 2 x (h - 0,7 f)

Onde: h = Altura do condutor no ponto de fixação = 9,14 mf = 1,31 m (flecha do condutor a 25º C para um vão de 130 metros)

TABELA 02 - CONDUTORES DE ALUMÍNIO

NTC BITOLAAWG/MCM

RAIO MÉDIOGEOMÉTRICO

RESISTÊNCIA REATÂNCIA INDUTIVA A 60 Hz em Ω/km para Deq (tab.01) em mm

A60 Hz

A 25ºC60 Hz

MÁXIMA

A 50ºC60 Hz

MÁXIMAMONOFÁSICO TRIFÁSICO

1 FIO 2 FIOSG

(mm)R 25ºC(Ω/km)

R 50ºC(Ω/km)

U NORMAL

N1

NORMAL

N1

TRIANG.

T116446 1800 1090 1174

0553 02 CA 2,69 0,870 0,958 0,657 0,491 0,453 0,4580572 04 CAA 1,39 1,354 1,490 0,707 0,540 0,502 0,5080575 2/0 CAA 1,55 0,426 0,469 0,699 0,532 0,494 0,5000576 4/0 CAA 2,48 0,270 0,297 0,663 0,497 0,459 0,4640558 336,4 CA 6,40 0,173 0,190 0,592 0,425 0,387 0,393

NTC BITOLAAWG/MCM

RAIO MÉDIOGEOMÉTRICO

RESISTÊNCIA REATÂNCIA INDUTIVA A 60 Hz em Ω/km para Deq (tab.01) em mm

A60 Hz

A 25ºC60 Hz

MÁXIMA

A 50ºC60 Hz

MÁXIMA TRIFÁSICO

G(mm)

R 25ºC(Ω/km)

R 50ºC(Ω/km)

PILAR NOPOSTE

P1

PILAR NOPOSTE

PT1

PILAR NOPOSTEPTA1

1048 1195 12000553 02 CA 2,69 0,870 0,958 0,450 0,460 0,4600572 04 CAA 1,39 1,354 1,490 0,500 0,509 0,5100575 2/0 CAA 1,55 0,426 0,469 0,491 0,501 0,5020576 4/0 CAA 2,48 0,270 0,297 0,456 0,466 0,4660558 336,4 CA 6,40 0,173 0,190 0,384 0,394 0,395

1 2 3 4 5 6



FONTE DAS COLUNAS

COLUNAS 2 a 4 - CONFORME NTC 810572/76 e NTC 810558

COLUNA 5 - R50ºC = R25ºC x 1,1008

DeqCOLUNA 6 - XL = 0,1736 log (Ω/km) GOnde:

XL - Reatância indutiva

Deq - TABELA 01 – COLUNA 4

G - TABELA 02 – COLUNA 3

TABELA 03 - CONDUTORES DE COBRE NÚ

NTC BITOLA RAIO MÉDIOGEOMÉTRICO

RESISTÊNCIA

REATÂNCIA INDUTIVA A 60 HzEM Ω/km

para Deq (tab.01) em mm

A60 Hz

A 20ºC60 Hz

MÁXIMA

MONOFÁSICO TRIFÁSICO

1 FIO 2 FIOS

mm2 AWGG

(mm)R 20ºC(Ω/km)

U NORMAL N1

NORMAL N1

TRIANG.T1

16446 1800 1090 11740533 35 02 2,72 0,538 0,657 0,489 0,452 0,4570535 70 20 3,75 0,283 0,632 0,465 0,428 0,4330536 120 40 5,51 0,148 0,603 0,436 0,399 0,404

NTC BITOLA RAIO MÉDIOGEOMÉTRICO

RESISTÊNCIA

REATÂNCIA INDUTIVA A 60 HzEM Ω/km

para Deq (tab.01) em mm

A60 Hz

A 20ºC60 Hz

MÁXIMA

TRIFÁSICO

mm2 AWGG

(mm)R 20ºC(Ω/km)

PILAR NOPOSTE

P1

PILAR NOPOSTE

PT1

PILAR NOPOSTEPTA1

1048 1195 12000533 35 02 2,72 0,538 0,449 0,459 0,4590535 70 20 3,75 0,283 0,425 0,435 0,4350536 120 40 5,51 0,148 0,396 0,406 0,406

1 2 3 4 5



FONTE DAS COLUNAS

COLUNAS 2 A 4 - CONFORME NTC 810531/33/35/36

DeqCOLUNA 5 - XL = 0,1736 log (Ω/km) G

Onde:

XL - Reatância indutiva

Deq - TABELA 01 – COLUNA 4

G - TABELA 03 – COLUNA 3



COEFICIENTE DE QUEDA DE TENSÃO PRIMÁRIA


COEFICIENTE DE QUEDA DE TENSÃO [%/(MVA x km)]13,8 kV

NTC BITOLA TRIFÁSICO MONOFAWG/MCM NORMAL TRIANG. PILAR NO POSTE (2 FIOS)

1090 1174 1048 1195 1200 18000553 02 CA 0,563 0,564 0,562 0,564 0,564 0,5720572 04 CAA 0,825 0,826 0,824 0,827 0,827 1,6690575 2/0 CAA 0,343 0,345 0,343 0,345 0,346 0,7060576 4/0 CAA 0,254 0,256 0,256 0,256 0,256 0,5270558 336,4 CA 0,186 0,188 0,185 0,188 0,188 0,391

34,5 kV 34,5 / 3 kVNTC BITOLA TRIFÁSICO MONOF.

AWG/MCM NORMAL TRIANG. PILAR NO POSTE U1090 1174 1048 1195 1200 16446

0553 02 CA 0,090 0,090 0,090 0,090 0,090 0,2950572 04 CAA 0,132 0,132 0,132 0,132 0,132 0,4200575 2/0 CAA 0,055 0,055 0,055 0,055 0,055 0,1900576 4/0 CAA 0,041 0,041 0,041 0,041 0,041 0,1470558 336,4 CA 0,030 0,030 0,030 0,030 0,030 0,114


COEFICIENTE DE QUEDA DE TENSÃO [%/(MVA x km)]13,8 kV

NTC BITOLA TRIFÁSICO MONOFmm2 (AWG) NORMAL TRIANG. PILAR NO POSTE (2 FIOS)

1090 1174 1048 1195 1200 18000533 35 (02) 0,391 0,392 0,390 0,393 0,393 0,8000535 70 (20) 0,253 0,254 0,252 0,255 0,255 0,5250536 120 (40) 0,176 0,178 0,176 0,178 0,178 0,371

34,5 kV 34,5 / 3 kVNTC BITOLA TRIFÁSICO MONOF.

mm2 (AWG) NORMAL TRIANG. PILAR NO POSTE U1090 1174 1048 1195 1200 16446

0533 35 (02) 0,063 0,063 0,062 0,063 0,063 0,2120535 70 (20) 0,041 0,041 0,040 0,041 0,041 0,1460536 120 (40) 0,028 0,028 0,028 0,028 0,028 0,109



NOTA:

1- CONDIÇÕES

- Freqüência = 60 Hz

- Temperatura do Condutor = 25ºC

- Tensão = 13,2 kV; 33kV; 33 / 3 kV

- Fator de potência = 0,9

- Espaçamento = Tabela 01 do ANEXO 4

- Condutor = Alumínio CA, Alumínio CAA e cobre

2 - CÁLCULO

- TRIFÁSICO (13,2 kV e 33 kV)

R cosψ + X senψ∆ V% = x 100 (MVA x km) (kV)

2

Onde:

- R e X - Conforme Tabela 02 e 03 - ANEXO 4

- cosψ - Fator de potência

- kV - Tensão entre fases

∆ V% - Coeficiente de queda de tensão em [%]



- MONOFÁSICO (13,2 kV - 2 fios)

R cosψ + X senψ∆ V% = x 100 (MVA x km) (kV)2

- MONOFÁSICO (33/ 3 - 1 FIO)

(R + Rn) cosψ + (X + Xn) senψ∆ V% = x 100 (MVA x km)

(kV)2

Onde:

- R e X - Conforme Tabela 02 e 03 - ANEXO 4

- cosψ - Fator de potência

- kV - Tensão entre fases

∆ V% - Coeficiente de queda de tensão em (%)

RN e XN - Resistência e indutância da terra

OBS: Consideram-se RN e XN - Resistência e indutância da terra, igual a zero.



CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS CONDUTORES DA REDE SECUNDÁRIA

TABELA 01 - DISTÂNCIA EQUIVALENTE ENTRE FASES

ITEM ARRANJO TIPODISTÂNCIA ENTRE

CONDUTORES(mm)

DISTÂNCIAEQUIVALENTE

(mm)dAB dBC dCA Deq

1 1 TRIF./BIF. 200 200 400 2522 MONOFÁSICO 200 - - 2003 2 TRIF./BIF. 400 400 800 5044 MONOFÁSICO 400 - - 4001 2 3 4

FONTE DAS COLUNAS

Coluna 2 e 3 - Distância entre os condutores e estruturas, conforme NTC 856000 -MONTAGEM DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA.

Coluna 4 - Distância equivalente

3SISTEMA TRIFÁSICO OU BIFÁSICO: Deq = √ dAB x dBC x dCA

Onde:

d = distância entre fases

N •A • - disposição das fases e neutroB •C •

SISTEMA MONOFÁSICO (1 FASE E NEUTRO):

Deq = Distância entre condutores

NOTA: ARRANJO 1 - Para armação secundária com espaçamento de 200 mm.

ARRANJO 2 - Para armação secundária com espaçamento de 400 mm.




NTC BITOLAAWG

RAIOMÉDIO

GEOMÉ-

RESISTÊNCIA REATÂNCIA INDUTIVA A 60 HzEM Ω/km

para Deq em mm (tab.01)TRICOA 60Hz

A 25ºC60 HzMÁXIMA

A 50ºC60 HzMÁXIMA

G(mm) (Ω/km) (Ω/km)

200 252 400 504

0553 02 CA 2,69 0,870 0,956 0,325 0,342 0,377 0,3940572 04 CAA 1,39 1,354 1,488 0,375 0,392 0,427 0,444

1 2 3 4 5 6

FONTE DAS COLUNAS

Colunas 1 a 4 - conforme NTC 810552/53/72

Coluna 5 - R 50ºC = R 25ºC x 1,099

DeqColuna 6 - XL = 0,1736 log (Ω/km) G

Onde: XL = Reatância indutiva Deq = Tabela 01 - coluna 4 G = Tabela 02 - coluna 3


NTC BITOLAmm2

RAIOMÉDIO

GEOMÉ-TRICOA 60Hz

RESISTÊNCIA A 20ºC 60 Hz MÁXIMA

REATÂNCIA INDUTIVA A 60HzEM Ω/km

para Deq em mm (tab.01)

G(mm)

(Ω/km) 200 252 400 504

0531 16 1,76 1,140 0,357 0,374 0,409 0,4270533 35 2,72 0,538 0,324 0,341 0,376 0,3931 2 3 4 5

FONTE DAS COLUNAS

Colunas 1 a 4 - conforme NTC 810531 Deq

Coluna 5 - XL = 0,1736 log (Ω/km) G

Onde: XL = Reatância indutiva Deq = Tabela 01 - coluna 4

G = Tabela 03 - coluna 3



COEFICIENTE DE QUEDA DE TENSÃO SECUNDÁRIA

TABELA 01 - CONDUTOR DE ALUMÍNIO 50ºC 220/127 V

IT

BITOLAAWG

COEFICIENTE DE QUEDA DE TENSÃO[%/(kVA x hm)]

E FP=0,85M Deq 252 mm Deq 200mm

TRIFÁSICO BIFÁSICO MONOFÁSICO1 02 CA 0,2051 0,4615 1,21962 04 CAA 0,3040 0,6840 1,8128


IT

BITOLAAWG



TRIFÁSICO BIFÁSICO MONOFÁSICO1 02 CA 0,2108 0,4742 1,25362 04 CAA 0,3096 0,6967 1,8468

TABELA 03 - CONDUTOR DE COBRE 50ºC 220/127 V

IT

BITOLAmm2



TRIFÁSICO BIFÁSICO MONOFÁSICO1 16 0,2409 0,5421 1,43442 35 0,1316 0,2961 0,7785


IT

BITOLAmm2


E FP=0,85M Deq 504mm Deq 400mm

TRIFÁSICO BIFÁSICO MONOFÁSICO1 16 0,2467 0,5550 1,46832 35 0,1373 0,3088 0,5281




IT

BITOLAAWG


EM

FP=0,85

Deq 200 Deq 504 Deq 400MONOFÁSICO BIFÁSICO MONOFÁSICO

1 02 CA 0,9149 0,3558 0,94042 04 CAA 1,3600 0,5227 1,3855


IT

BITOLAmm2

COEFICIENTE DE QUEDA DE TENSÃO [%/(kVA x hm)]

EM

FP = 0,85

Deq 252 Deq 200 Deq 504 Deq 400BIFÁS. MONOFAS. BIFÁS. MONOFÁS.

1 16 0,4066 1,0761 0,4164 1,10152 35 0,2221 0,5840 0,2317 0,6095

OBS.: Distância Equivalente (Deq) em milímetros.

Fator de Potência = 0,85 - conforme Sistema GEDIS.

NOTA:

1- CONDIÇÕES

- Freqüência = 60 Hz

- Temperatura do condutor = 50ºC

- Bitola do neutro = igual a da fase

- Valores de R e X = conforme Tabela 02 e 03 do Anexo 6

- Espaçamento = conforme Tabela 01 do Anexo 6

- Condutor = Alumínio CA, Alumínio CAA e Cobre



2- CÁLCULO

- TRIFÁSICO - 3 fases

R cosψ + X senψ ∆ V% = x 10000 (kVA x hm) V2

Onde:

- R e X - Conforme Tabela 02 e 03 do Anexo 6- V - Tensão fase-fase = 220 V- ∆ V% - Coeficiente de queda de tensão em (%)

- BIFÁSICO - 2 fases e neutro

RN XN 15000

∆ V% = [(RF + ) cosψ + (XF + ) senψ] (kVA x hm)

2 2 V2

Onde:

- R e X - conforme Tabela 02 e 03 do Anexo 6- V - Tensão fase-fase = 254 V- ∆ V% - Coeficiente de queda de tensão em (%)- F - Condutor fase- N - Condutor neutro

- MONOFÁSICO - 1 fase e neutro

30000∆ V% = [(RF + RN )cosψ + (XF + XN) senψ] (kVA x hm) V2

Onde:

- R e X - Conforme Tabela 02 e 03 do Anexo 6- V - Tensão fase-fase = 254 V- ∆ V% - Coeficiente de queda de tensão em (%)- F - Condutor fase- N - Condutor neutro



CHAVES FUSÍVEIS, MOLA DESLIGADORA E ELOS FUSÍVEIS

TABELA 01 - CHAVES FUSÍVEIS - RDR 13,8 kV

BASE DE CHAVE FUSÍVEL PORTA-FUSÍVEL

CARACTERÍSTICA NTC CARTUCHO(TUBO)

APLICÁVELEM BASE

CARACTERÍSTICA

NTC TIPO kVCORRENTENOMINAL

(A)

COR CORRENTENOMINAL

(A)

CAPACIDADEASSIMÉTRICA

(A)1246 CINZA C 100 10000

1234 C 15 300 1245 VERMELHO C 100 2000

1247 CINZA C 200 10000

TABELA 02 - CHAVES FUSÍVEIS - RDR 34,5 kV



APLICÁVELEM BASE

CARACTERÍSTICA

NTC TIPO kVCORRENTENOMINAL (A)

COR CORRENTENOMINAL

(A)

CAPACIDADEASSIMÉTRICA (A)

1235 C 24,2 3001248 VERMELHO C 100 2000

1249 CINZA C 100 6300

TABELA 03 - CHAVE FUSÍVEL RELIGADORA - PARA TRÊS OPERAÇÕES



CARACTERÍSTICA

NTC kVCORRENTENOMINAL

(A)

COR CORRENTENOMINAL (A)

CAPACIDADEASSIMÉTRICA

(A)1226 15 100 1245 VERMELHO 100 2000

1227 24,2 100 1248 VERMELHO 100 2000

TABELA 04 - MOLA DESLIGADORA

MOLA DESLIGADORANTC TENSÃO (kV) COMPRIMENTO EM mm3750 13,8 e 34,5 780



TABELA 05 - ELOS FUSÍVEIS

TENSÃO (kV) TIPO CORRENTE (A) NTC

13,8 H 1,0 813811

e 2,0 A 5,0 813812/14

34,5 K 6,0 A 200 813815/29

NOTA: Quando por razões de coordenação, for necessário outro tipo de elo fusível,poderá ser utilizado em caráter excepcional o tipo "T" NTC 813830/40, paraRDR 13,8 kV e 34,5 kV.

O elo fusível tipo H, tensão 13,8 / 34,5 kV, corrente 0,5 A (NTC 813810) é umdispositivo fora de padrão, e o seu uso está limitado para a manutenção deredes de distribuição.



ELOS FUSÍVEIS PARA PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES

TABELA 01 - RDR 13,8 kV - ELOS FUSÍVEIS PARA TRANSFORMADOR DE 13,2 kV

TRANSFORMADOR ELO FUSÍVEL

TIPO kVA NTC TIPO NTC

MONOFÁSICO13,2 kV

10 811011 1 H 813885ou

81381115 811012 2 H 81381225 811013 3 H 81381330 811042 2 H 813812

TRIFÁSICO 45 811043 3 H 81381313,2 kV 75 811044 5 H 813814

112,5 811045 6 K 813815

TABELA 02 - RDR 34,5 kV - ELOS FUSÍVEIS PARA TRANSFORMADORES DE 33 kVE 33 /√√√√3 kV

TRANSFORMADOR ELO FUSÍVEL

TIPO KVA NTC TIPO NTC

MONOFÁSICO

10 811021 1 H 813811ou

81388533/√3 kV 15 811022 1 H 813811

ou813885

25 811023 2 H 81381230 811062 1 H 813811

TRIFÁSICO 45 811063 2 H 81381233 kV 75 811064 2 H 813812

112,5 811065 3 H 813813



ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA PARA LEVANTAMENTO TOPOGRÁFICO

1 - GERAL

1.1 - Esta especificação é aplicável ao levantamento topográfico de REDES DEDISTRIBUIÇÃO RURAL - RDR em tensões padronizadas de distribuição.

1.2 - Os serviços topográficos são divididos em três partes:

- Reconhecimento e estudo do traçado da RDR;

- Levantamento e nivelamento da diretriz da RDR;

- Detalhamento dos acidentes na faixa.

2 - RECONHECIMENTO E ESTUDO DO TRAÇADO DA RDR

2.1 - O reconhecimento e o estudo do traçado deverão ser realizados por pessoalcapacitado e, quando executados por empreiteira, ter o acompanhamento de elemento(s)do projeto e/ou fiscalização da COPEL.

Deverá ser efetuado um estudo preliminar em cartas topográficas cadastrais, plantas daregião ou fotografias aéreas, antes de serem analisadas no local, as alternativas para otraçado da RDR.A definição dos pontos obrigatórios de passagem, serão dados pela COPEL.

O traçado definitivo depende, em grande parte, da capacidade de observação dotopógrafo, que deverá sempre que possível, seguir os critérios estabelecidos abaixo:

2.1.1 - Evitar situar-se próximo as matas ciliares, nascentes de rios, matas de capão(caracterizada pela presença do pinheiro do Paraná) árvores de lei isoladas,reflorestamentos e demais áreas de preservação ambiental, conforme AvisoDIS-007/2001 - Ligações Aéreas de Proteção Ambiental/Mananciais: Procedimentos.

2.1.2 - Situar-se em terrenos menos acidentados, evitando-se aqueles com inclinaçãotransversal superior a 30%.

2.1.3 - Quando o estudo do traçado for para:

a- Linhas de Distribuição:

Situar-se próximo à margem de estradas, facilitando acesso, construção, operação emanutenção.

b- Redes de Distribuição Rural:

Situar-se, sempre que possível, o mais próximo das propriedades, obtendo um melhorcaminhamento e visando sempre menores percursos.

2.1.4 - Desviar os picos elevados, desde que economicamente viável, para evitaresforços excessivos de vento e descargas atmosféricas na RDR.

2.1.5 - Nas proximidades de aeródromo e helipontos, deverá ser obedecido o PlanoBásico de Zona de Proteção de Aeródromo (ANEXO 11).



2.1.6 - Situar-se preferencialmente dentro da faixa de domínio das rodovias até 1,50metros da cerca limítrofe e em hipótese alguma no interior da faixa de domínio dasferrovias.

2.1.7 - Tratando-se de estradas municipais ou outras estradas, deverá ser mantido umafastamento mínimo tal, que permita a instalação dos estais sem obstrução de tráfego.

2.1.8 - Deverá a diretriz escolhida, sempre que possível, ser paralela à estrada. Duranteo levantamento topográfico, o traçado da RDR poderá se afastar da diretriz estabelecidaquando houver necessidade de contornar obstáculos (construções, mato denso,pinheirais, reflorestamento, etc.), cortar curvas fechadas ou evitar terrenos imprópriospara fundação de estruturas.

2.1.9 - Manter uma distância de segurança de pedreiras em exploração, fornos de cal,usina de produtos químicos, etc.Deverão ser evitados os solos com afloramento de rochas, impróprias para fundação deestruturas.

2.1.10 - Evitar paralelismo em longos trechos com Linhas de Telecomunicações com fionu. O afastamento mínimo entre os respectivos eixos deverá ser de:

para 13,8 kV......................50,0 metros

para 34,5 kV......................75,0 metros

2.1.11 - No caso de paralelismo com outras RDRs ou linhas de transmissão, torres demicro ondas, rádio difusão, antenas repetidoras ou parabólicas de televisão, oafastamento mínimo entre os eixos destas, será fixado particularmente para cada caso, edeterminado pela fórmula constante do item 2.10.2 desta NORMA.

2.1.12 - As travessias sobre rodovias, ferrovias, etc., deverão ser reduzidas ao menornúmero possível, tendo em vista a utilização de estruturas reforçadas e a necessidade dese obter autorização junto aos órgãos responsáveis pela via atravessada.

2.1.13 - As travessias sobre rodovias, ferrovias, linhas de telecomunicação, oleodutos,teleféricos, vias navegáveis e outras redes elétricas funiculares deverão ser feitas comângulo mínimo de 60º entre os eixos das linhas e/ou da via atravessada.

2.1.14 - Não serão permitidas as travessias sobre edificações tais como casas, galpões,pocilgas, terreiros, etc.

2.1.15 - As deflexões e derivações, por serem pontos obrigatórios de estruturas, nãodeverão ser previstas em depressões do terreno e locais com existência de rochas.

2.1.16 - Deverão ser limitadas, ao mínimo, as deflexões no traçado e não serãopermitidos ângulos entre 30º e 75º.

2.1.17 - Os ramais que derivam de outra RDR, deverão apresentar, no ponto dederivação, ângulo entre 75º e 105º.Quando dois ramais derivarem do mesmo ponto, preferencialmente devem formar entresi um ângulo de 180º.

2.1.18 - Deve ser evitado que o ponto de derivação do ramal, coincida com o ponto dedeflexão da RDR tronco.



2.1.19 - Não serão aceitos ramais que façam ângulos a menos de 100 (cem) metros, dasede de propriedades.

2.1.20 - A distância máxima entre o centro de carga da propriedade a ser eletrificada eo final do levantamento topográfico é de 40 (quarenta) metros.

2.1.21 - O final do levantamento topográfico de cada ramal deve ser tal, que dêcondições para futuro prolongamento da RDR.

2.1.22 - Deve ser perfeitamente identificada a RDR existente de onde se fizer aderivação, indicando propriedade, destino e procedência, tensão de isolamento eoperação, número de fases, bitola dos condutores, tipo de estrutura e o número do poste.

2.1.23 - Efetuar as passagens e aberturas de picadas em propriedades de terceiros,somente com autorização prévia dos mesmos, através do Termo de Autorização dePassagem.

3 - LEVANTAMENTO E NIVELAMENTO DA DIRETRIZ DA RDR

Após a definição do traçado, será executado o levantamento do perfil do terreno e arespectiva planta baixa, numa faixa de 10 metros (5 metros de cada lado) ou mais, senecessário. O levantamento deverá ser executado segundo os critérios e exigênciasmínimas a seguir enumeradas:

3.1 - Colocação de piquetes em todos os pontos de estação, em intervalos máximos de150 (cento e cinqüenta) metros, de preferência em saliências do terreno e obrigatório nasdivisas de propriedade e nos pontos de mudança dos tipos de vegetação e cultura.

3.2 - Os piquetes deverão ter as dimensões de 30 x 4 x 4 cm, confeccionados commadeira de boa qualidade, pintados na cor branca para ângulos ou derivações e na corlaranja para alinhamento.

3.3 - A cada piquete corresponderá uma estaca testemunha de 50 x 1,5 x 6 cm,confeccionadas com madeira de boa qualidade, pintadas na cor laranja, numeradas comtinta preta na face voltada para o piquete em ordem crescente no sentido docaminhamento e na outra face o nome identificador da COPEL, também em cor preta.

NOTA: A tinta utilizada terá que manter inalterada a condição de leitura por longoperíodo.

3.4 - As visadas intermediárias estarão afastadas em média 50 (cinqüenta) metros,segundo a natureza do terreno, sendo mais próximas nas cumeadas dos morros edispensável nos fundos das grotas.

3.5 - Quando a inclinação do terreno, transversalmente ao eixo da RDR, ultrapassar a25%, serão levantados os perfis laterais "e" e "d" respectivamente, a esquerda e a direitado eixo, afastados do mesmo de 5,0 (cinco) metros.



4 - DETALHAMENTO DOS ACIDENTES GEOGRÁFICOS E OUTROS OBSTÁCULOSNA FAIXA

4.1 - Os acidentes na faixa ou nas suas imediações, serão levantados com precisãocompatível para cada caso, com os seguintes detalhes:

4.1.1 - Cruzamentos com rodovias ou ferrovias: dados para identificação da estrada,inclusive nomes das localidades mais próximas por ela servidas, posição quilométricaexata do ponto de cruzamento, ângulo de cruzamento, posições relativas das cercas epostes das linhas de telecomunicações, limite da faixa de domínio, etc.

4.1.2 - Cruzamento com redes de distribuição rural, linhas de transmissão etelecomunicação: distâncias do ponto de cruzamento aos postes ou estruturasadjacentes, ângulo, alturas dos cabos ou fios no ponto de cruzamento, temperaturaambiente na hora da medição, tensão de transmissão ou distribuição, número dasestruturas adjacentes ao cruzamento, dados para identificação da linha ou rede, inclusiveo nome da empresa ou do proprietário particular da linha ou rede atravessada.

NOTA: No caso de cruzamento sob linhas de transmissão, citar o tipo das estruturasadjacentes (suspensão ou ancoragem).

4.1.3 - Acidentes isolados de importância: edificações, blocos de pedra, etc., com suaposição relativa, contorno aproximado, cota de topo e indicação de sua natureza.

4.1.4 - Os cursos d'água e barragens, devem ser levantados indicando a direção dacorrente, nível da água na época do levantamento, estimativa do máximo de cheiaprovável, navegabilidade e sua denominação.

NOTA: A informação da máxima cheia verificada, poderá ser obtida através de consultaaos moradores da região.

4.1.5 - Em cruzamentos com oleodutos e gasodutos, deverá ser indicada a largura dafaixa de domínio, profundidade da tubulação, ângulo do cruzamento e a marcaçãoplanimétrica exata nos eixos das faixas.

4.1.6 - Terrenos impróprios para fundação de estruturas:

Posição relativa, delimitação e indicação de sua natureza (brejos, erosão, terrenos depouca resistência, afloramento de rochas, etc.).

4.1.7 - Vegetação: tipo e sua delimitação ao longo da faixa

4.1.8 - Muros, cercas, indicando os tipos de arame (farpado, liso, tela, etc.) altura equantidade de fios, valos divisórios, e a limitação exata das propriedades atravessadascom o nome dos proprietários.

4.1.9 - Nas proximidades de torres de microondas, rádio difusão, antena repetidora eparabólica de televisão, deve ser indicado a distância entre o eixo da rede e o pontocentral da torre.

4.2 - No caso de atravessar um loteamento, deverá ser aproveitado o arruamentoexistente para passagem da RDR, devendo, para tanto, ser solicitado da PrefeituraMunicipal uma carta com o alinhamento, onde conste a largura da pista, do passeio ecanteiros e se comprometendo pela exatidão dos mesmos.



4.2.1 - O eixo da RDR deverá ser levantado a 0,5 metros da face externa da guia domeio fio para passeio com largura superior a 2,5 metros e a 0,35 metros para passeiocom largura igual ou inferior a 2,5 metros.

4.2.2 - Deverão ser anotadas todas as projeções verticais de saliências das edificaçõesque avançam sobre o passeio tais como fachadas, sacadas, telhados, etc.

4.3 - Detalhamento nos casos de prolongamento de redes existentes, ou atendimento anovos consumidores próximos a circuito existente como: Número do poste, ramal, tensão,número de fases, transformador, baixa tensão, número de conta de consumidores.

5 - LOCAÇÃO DIRETA DE ESTRUTURAS EM RAMAIS DE RDR

A locação direta de estruturas e estais correspondentes, poderá ser executada em ramaisonde a topografia do terreno for favorável, ou seja, que permitam visadas diretas,observadas as limitações impostas em função dos vãos mecânicos, elétricos e bitola docondutor para a implantação da estrutura.

Deverão ser anotados em caderneta de campo e em planta, os pontos de derivação edeflexão, bem como os detalhes da faixa da RDR.

6 - LEVANTAMENTO DE CONSUMIDOR ISOLADO

Levantamento executado, com auxílio de teodolito, de consumidor que se encontra até245 metros (duzentos e quarenta e cinco metros), de distância da rede existente.

Deverá ser elaborado croqui com indicação de propriedade da rede, destino eprocedência, tensão de isolamento e operação, número de fases, bitola dos condutores,tipo de estrutura, número do poste e do ramal e o nome do consumidor, dados dotransformador existente e da(s) unidade(s) consumidora(s) ligada(s).

7 - CADERNETA DE CAMPO

Deverá ser usado o tipo previamente aprovado pela COPEL, contendo os seguinteselementos:

a) Croquis e cálculos dos comprimentos das tangentes;

b) Todos os ângulos da RDR, medidos ou calculados;

c) O levantamento planimétrico da RDR e também os detalhes quando necessários;

d) Todos os demais elementos colhidos no terreno para o estabelecimento do traçado;

e) O nome do topógrafo, as datas dos trabalhos e o tipo de aparelho usado.

NOTA: Quando o levantamento topográfico destina-se a projeto via microcomputador, aapresentação do levantamento poderá ser feita em meios magnéticos, ou seja,em disquete, junto com o desenho da planta de situação e localização e o originalda Caderneta de Campo.

8 - DESENHO

Os perfis longitudinais com as respectivas plantas baixas e a(s) planta(s) do traçado,deverão ser desenhados em conformidade com a NTC 831005 - DESENHO DE REDES DEDISTRIBUIÇÃO RURAL.



ZONA DE PROTEÇÃO DE AERÓDROMOS E HELIPONTOS

A - PLANO BÁSICO DE ZONA DE PROTEÇÃO DE AERÓDROMOS

O Plano Básico de Zona de Proteção de Aeródromos contém as seguintes áreas: Faixa de Pista,Áreas de Aproximação, Áreas de Decolagem, Áreas de Transição, Área Horizontal Interna, ÁreaCônica e Área Horizontal Externa. (ver ilustração - item 1 e 2).

1 - GABARITOS

1.1 - Faixa da Pista

O Gabarito da Faixa de Pista envolve a pista de pouso e tem, em cada ponto, a altitude do pontomais próximo situado no eixo da pista ou no seu prolongamento.NOTA: Ao comprimento da pista, para efeito do Gabarito da Faixa da Pista, são acrescidas as

Zonas de Parada.

1.2 - Áreas de AproximaçãoOs Gabaritos das Áreas de Aproximação estendem-se em rampa, no sentido do prolongamentodo eixo da pista, a partir da Faixa de Pista.

1.3 - Áreas de DecolagemOs Gabaritos das Áreas de Decolagem estendem-se em rampa, no sentido do prolongamento doeixo da pista, a partir da Faixa de Pista ou do final da Zona Livre de Obstáculos, caso exista.

1.4 - Áreas de TransiçãoEstendem-se em rampa, a partir dos limites laterais da Faixa de Pista e da parte das Áreas deAproximação, compreendida entre seu início e o ponto onde estas áreas atingem o desnível de45 m (quarenta e cinco metros) em relação a elevação do Aeródromo.

1.4.1 - A declividade da rampa das Áreas de Transição é medida sobre um plano vertical,perpendicular ao eixo da pista ou ao seu prolongamento.

1.4.2 - O limite superior do Gabarito da Área de Transição é determinado por um plano horizontalcom 45 m (quarenta e cinco metros) de altura em relação à elevação do Aeródromo.

1.5 - Área Horizontal InternaEstende-se para fora dos limites dos Gabaritos das Áreas de Aproximação e Transição, comdesnível de 45 m (quarenta e cinco metros) em relação a elevação do Aeródromo, e seus limitesexternos são semi-círculos, com centros nas cabeceiras das pistas.

1.6 - Área CônicaEstende-se em rampa de 1/20 (um vinte avos) para fora dos limites externos do Gabarito da ÁreaHorizontal Externa.

1.7 - Área Horizontal ExternaEstende-se para fora dos limites externos do Gabarito da Área Cônica.

2 - IMPLANTAÇÕES

2.1 - Faixa de PistaNão são permitidos quaisquer aproveitamentos que ultrapassem, seus gabaritos, tais comoconstruções, instalações e colocação de objetos de natureza temporária ou permanente fixos oumóveis.



2.2 - Áreas de Aproximação, Decolagem e TransiçãoNão são permitidas implantações de qualquer natureza que ultrapasse seus gabaritos.

2.3 - "ARTIGO 15" - São permitidas, independentemente de autorização ou consulta aoComando Aéreo Regional - COMAR, as implantações que se elevem acima da superfície doterreno em, no máximo, 8 m (oito metros) na Área Horizontal Interna, 19 m (dezenove metros) naÁrea Cônica e 30 m (trinta metros) na Área Horizontal Externa, qualquer que seja o desnível emrelação à Elevação do Aeródromo.Parágrafo Único - O disposto neste Artigo não se aplica a instalações ou construções de torres,redes de alta tensão, cabos aéreos, mastros, postes e outros objetos cuja configuração sejapouco visível a distância.

2.4 - "ARTIGO 16" - Qualquer aproveitamento que ultrapasse os gabaritos das Áreas HorizontalInterna, Cônica e Horizontal Externa, não enquadradas no artigo anterior, deverá ser submetido aautorização do Comando Aéreo Regional - COMAR.

2.5 - Superfície Livre de ObstáculosAs superfícies livres de obstáculos só se aplicam aos Aeródromos da Classe IFR-PRECISÃO.Destas superfícies só devem sobressair os objetos montados sobre suportes frágeis.As superfícies livres de obstáculos são as seguintes:Superfície de Aproximação Interna, Superfície de Transição Interna e Superfície de Pousointerrompido. Sua configuração e medidas constam na figura abaixo.

1 - SUPERFÍCIES LIVRES



2.6 - Atribuições

Conforme PORTARIA No 1141/GM5, de 8 de dezembro de 1987.

I - Aos Comandos Aéreos Regionais

- Promover a interdição, remoção ou demolição, por meio adequado, das implantações ou dosusos que contrariem o disposto nas normas aqui fixadas;

- No caso de autorização para aproveitamento de que trata esta Portaria, emitir a decisão final dorequerimento, publicá-la no Boletim Interno da Organização, comunicá-la ao interessado pormeio de ofício e arquivar o processo para controle e fiscalização, após verificar a viabilidade dapretensão, através dos pareceres dos seguintes orgãos:

a) Serviço Regional de Engenharia

b) Serviço Regional de Aviação Civil

c) Serviço Regional de Proteção ao Vôo.

B-PLANO BÁSICO DE ZONA DE PROTEÇÃO DE HELIPONTOS

1 - O plano básico de Proteção de Helipontos consta das seguintes áreas: Área de Segurança,Área de Aproximação e decolagem e Área de Transição.(Ver ilustração - item 5)

2 - O gabarito de Área de segurança estende-se para fora da área de pouso e decolagem doheliponto, onde apenas são permitidos aproveitamentos frágeis de no máximo 35 cm (trinta ecinco centímetros) de altura.

3 - O gabarito da Área de Aproximação e Decolagem estende-se em rampa a partir da área depouso e decolagem.(Sua configuração e medidas constam na ilustração - item 5).

4 - O gabarito da área de Transição estende-se em rampa, a partir dos limites laterais da Área deSegurança e da parte lateral da Área de Aproximação, compreendida entre seu início e o pontoonde atinge o desnível de 30 m (trinta metros) em relação à elevação do heliponto.

4.1 - A declividade da rampa das Áreas de Transição é medida sobre um plano vertical,perpendicular a projeção do eixo central da Área de Aproximação num plano horizontal.

4.2 - Os helipontos com áreas de pouso circulares, que permitem aproximações ou decolagensem qualquer direção , não possuem Áreas de Transição. O gabarito de Área de Aproximação eDecolagem será utilizado em todas as direções.

5 - Não é permitida a implantação de quaisquer obstáculos nas áreas vizinhas dos helipontos, queultrapassem os gabaritos fixados no Plano definido neste Capítulo, não cabendo portanto,consultas sobre o aproveitamento destas áreas.

6 - Os helipontos só poderão ser construídos e cadastrados se obedecerem aos gabaritos fixadosnesta Portaria.

PARÁGRAFO ÚNICO - para que um heliponto possa operar por instrumentos, deverá possuir umPlano Específico de Zona de Proteção com as mesmas características do Plano definido no item A“PLANO BÁSICO DE ZONA DE PROTEÇÃO DE AERÓDROMOS”.



7 - É recomendável que, para as Áreas de Pouso e Decolagem de Emergência para Helicópteros,seja observado o prescrito neste Capítulo.

8 - DEFINIÇÕES:

8.1 - Área de pouso e decolagem para helicópteros.Área de heliponto ou heliporto, com dimensões definidas, onde o helicóptero pousa ou decola.

8.2 - Elevação do aeródromo ou do heliponto.

Altitude do ponto mais elevado da pista de pouso e decolagem do aeródromo ou da área de pousoe decolagem do heliponto.

8.3 - Gabarito - superfícies limitadoras de obstáculos.

8.4 - Heliponto - aeródromo destinado exclusivamente a helicópteros.

8.5 - Heliporto - Heliponto público dotado de instalação e facilidades para apoio de operações dehelicópteros, embarque e desembarque de pessoas e cargas.

8.6 - Obstáculo - acidente físico ou objeto de natureza temporária ou permanente, fixo ou móvel,situado em zona de proteção em que tenha altura superior ao gabarito fixado pelos diversosPlanos definidos nesta Portaria.

8.7 - Plano Básico de Zona de Proteção de Helipontos.

Documento de caráter definitivo e aplicação genérica que estabelece as restrições impostas aoaproveitamento das propriedades dentro das Zona de Proteção de heliponto.

8.8 - Uso do solo - Tipos de atividades urbanas ou rurais localizadas nas áreas abrangidas pelosplanos referentes ás Zonas de Proteção.

8.9 - Zona Livre de Obstáculos - Área retangular sobre o solo ou a água, sob controle deautoridades competentes e selecionadas ou preparada como área disponível sobre a qual umaaeronave possa efetuar parte de sua subida inicial, até uma altura especificada.

8.10 - Zona de Proteção - conjunto de áreas nas quais o aproveitamento e o uso do solo sofremrestrições definidas pelo Plano de Zona de Proteção.



1 - CLASSE VFR



2 - CLASSES IRF - NÃO PRECISÃO E IFR - PRECISÃO



3 - TABELA



4 - PLANO BÁSICO DE ZONA DE PROTEÇÃO DE HELIPONTO



5 - ÁREAS DE TRANSIÇÃO

ÁREAS DE TRANSIÇÃO

30 METROS -ACIMA DA ELEVAÇÃO DO HELIPONTO

ÁREA DE APROXIMAÇÃOÁREA DE APROXIMAÇÃO

60 M

60 M

A

A

30 m ACIMA DAELEVAÇÃO DO HELIPORTO

60 m60 m

CORTE A-A

RAMPA 1/2 RAMPA 1/2ÁREA DE APROXIMAÇÃO



SINALIZAÇÃO DE ADVERTÊNCIA EM TRAVESSIA SOBRE VALE PROFUNDO

40 m 40 m cabo superior à temperatura mínima de projeto

ESFERA DE SINALIZAÇÃO

trecho a ser sinalizado h >145 m

CÓRREGO rede com 1 cabo

rede com 2 cabos

rede com 3 cabos

* Desenho sem Escala

ntc%20831001%20-%20projeto%20de%20rdr_jul-2002

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