projeto de redes primaria bandeirante

NORMA

Cód. Distr. Assunto: No

4 NTBD 2.02-0

1Versão: 01 Página: 1/147

Aprovação: / / Vigência: / /

NTBD 2.02-0______________________________

PROJETO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO

AÉREA PRIMÁRIA

NORMA TÉCNICA_________________

DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

NORMA


4 NTBD 2.02-0



RESUMO

Esta norma tem por objetivo fornecer critérios e metodologias básicos a serem adotados na elaboração deprojetos de redes de distribuição aérea primária.

Deve ser aplicada tanto aos projetos para expansão da rede, como aqueles que visem sua adequação àsexigências da qualidade de serviço.

Os capítulos iniciais apresentam as considerações e os parâmetros gerais do problema, bem como roteirosabrangendo as etapas de que se compõem um projeto.

O cálculo de demandas na rede primária é abordado no Capítulo 3.

Os Capítulos 4 a 7 detalham as etapas componentes do anteprojeto (ou projeto básico), quais sejam:traçado, escolha e dimensionamento de condutores, proteção, compensação de reativos e regulação detensão.

Ao final, são descritas etapas do projeto executivo. O Capítulo 8 fornece critérios para aplicação de pára-raios e o 9 aborda, resumidamente, o detalhamento do projeto, incluindo cálculo mecânico e escolha dasestruturas.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



TERMINOLOGIA

- Alimentador Primário: Parte de uma rede primária numa determinada área de uma localidade quealimenta, diretamente ou através de seus ramais, transformadores de distribuição e/ou consumidores.

- Bloco de Carga: Parcela da rede primária unida solidariamente sem possibilidades de seccionamentopela operação de chaves ou outros dispositivos de manobra. Os blocos adjacentes limitam-se entre sipor chaves.

- Circuito Primário: Conjunto contínuo de elementos de rede primária que são energizados a partir de ummesmo cubículo de ETD, sob configuração normal.

- Consumidor Primário: Consumidor que recebe energia em nível de tensão primária.

- Consumidor Secundário: Consumidor que recebe energia em nível de tensão secundária.

- CT: Câmara Transformadora.

- Demanda: solicitação máxima de carga em kVA, considerando um aparelho medidor de constante deintegração não menor que 15 minutos. Caso seja estimada com base na conversão estatística kWh –kVA denomina-se KVAS.

- Demanda Diversificada: Demanda resultante da carga, tomada em conjunto, de um grupo deconsumidores.

- Demanda Máxima: Maior de todas as demandas ocorridas durante um período específico de tempo.

- DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor: exprime o intervalo de tempo que, emmédia, cada consumidor de um conjunto considerado ficou privado do fornecimento de energia elétricano período considerado. O cálculo do DEC é feito através da expressão:

n ∑ i = 1 CM (1) . t (i)

DEC = ----------------------------- CS

Onde:

• DEC: duração equivalente de interrupção por consumidor do conjunto considerado (em horas)

• n: número de interrupções no período considerado

• CM(i): número de consumidores afetados pela interrupção i

• t(i): tempo de duração da interrupção i

• CS: número total de consumidores do conjunto considerado.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- EP: Entrada primária

- ET – Estação Transformadora: local físico onde se localiza o transformador.- ETD – Estação Transformadora de Distribuição: subestação suprida em tensão de transmissão ou sub-

transmissão e da qual emana circuitos de distribuição primária.

- Fator de Carga: Relação entre a demanda média e a demanda máxima ocorrida em um período detempo.

- Fator de Demanda: Relação entre a demanda máxima de uma instalação, verificada em um períodoespecificado, e a correspondente carga instalada.

- Fator de Diversidade: Relação entre a soma das demandas máximas individuais e a demanda(simultânea) máxima do conjunto.

- FEC: Freqüência Equivalente de Interrupção por Consumidor é o número médio de interrupções quecada consumidor sofreu no período considerado, sendo determinado pela expressão:

n ∑ i = 1 CM (1)

FEC = ---------------- CS

Sendo:

• n: o número total de interrupções• CM: (1): número de consumidores atingidos na interrupção• Cs: número total dos consumidores do conjunto considerado.- IP: Estação de Iluminação Pública

- IT: Instalação com fim de transformação de tensão, ou seja, são as ETs, EPs, CTs e IPs.

- KVAN: potência nominal de um transformador, definida pelo fabricante. A potência nominal representa,segundo a ABNT, o carregamento contínuo permanente ao qual pode ser submetido um transformadorsem que haja redução de sua vida útil e com a característica de ter o ponto mais quente do enrolamentona temperatura de 95°C. Este valor representa um acréscimo de 65°C na temperatura ambiente de 30°C.

- KVAS: estimativa de demanda máxima de um transformador obtida através de uma função estatísticarelacionado a energia consumida e a demanda.

- OLTC: transformador (da ETD) com mecanismo para mudança de tap em carga.

- PS: ponto significativo da rede primária (equipamentos, instalações, mudança de bitolas, cruzamento defases ou linhas, seccionamento e mudanças de direção).

- Queda de tensão: Diferença de potencial entre PSs de um mesmo circuito primário.

- Ramal de Distribuição: Parte de um alimentador de distribuição que deriva diretamente de um tronco dealimentador.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- Rede de Distribuição Primária: Parte integrante do sistema de distribuição, sendo um conjunto contínuode elementos de rede que são energizadas a partir de uma ETD.

- Rede de Distribuição Secundária: Componente da rede de distribuição energizada pelos secundários dostransformadores de distribuição.

- Sistema de Distribuição: Parte do sistema de potência destinado ao transporte de energia elétrica, apartir do barramento secundário de uma ETD até os pontos de consumo.

- Sub-ramal de Distribuição: Parte de um alimentador de distribuição que deriva diretamente de um ramalde distribuição.

- Tronco de Alimentador Primário: ver alimentar primário.

NTBD 2.02-0 – Projeto de Redes de Distribuição Aéreas Primária

NORMA


4 NTBD 2.02-0



ÍNDICERESUMO 02

TERMINOLOGIA 03

ÍNDICE 06

1. INTRODUÇÃO 081.1. Considerações Gerais 081.2. Classificação dos Projetos 08

2. ROTEIRO DE ELABORAÇÃO DOS PROJETOS 092.1. Etapas de um Projeto 092.2. Obtenção de Dados Preliminares 092.3. Obtenção dos Dados de Carga 102.4. Elaboração do Projeto Básico 11

3. DETERMINAÇÃO DAS DEMANDAS 123.1. Introdução 123.2. Crescimento da Carga 133.3. Processo Estimativo 163.4. Processo por Medição 173.5. Uso do Sistema de Gerenciamento 183.6. Determinação da Demanda Passante nos Trechos de Alimentador 18

4.CRITÉRIOS PARA O TRAÇADO E O SECCIONAMENTO DA REDE PRIMÁRIA 274.1. Traçado de Troncos e Ramais 274.2. Seccionamento 31

5.ESCOLHA DE CONDUTORES E ANÁLISE DO CARREGAMENTO DA REDE 375.1. Escolha do Tipo de Condutor 375.2. Dimensionamento dos Condutores 385.3. Balanceamento de Fases e Cálculos da Queda de Tensão em Ramais não trifásicos 45

6. PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTES 486.1. Introdução 486.2. Dados Básicos para o Projeto de Proteção 496.3. Magnitude das Correntes de Falta 496.4. Cálculo das Correntes de Curto Circuito 506.5. Equipamentos de Proteção 596.6. Locação dos Equipamentos 606.7. Critérios de Coordenação da Proteção 62

7. COMPENSAÇÃO DE REATIVOS E REGULAÇÃO DA TENSÃO 677.1. Introdução 677.2. Roteiro para Aplicação de Banco de Capacitores e Reguladores de Tensão 677.3. Tipos de Bancos de Capacitores e Potências Padronizadas 687.4. Locação e Dimensionamento de Bancos de Capacitores 717.5. Aplicação de Reguladores de Tensão 79

NORMA


4 NTBD 2.02-0



8. PROTEÇÃO CONTRA SOBRETENSÃO 808.1. Introdução 808.2. pára-raios 818.3. Utilização de Pára-raios 82

9. DETALHAMENTO 829.1. Introdução 829.2. Locação dos Postes 839.3. Escolha de Postes e Estaiamentos 839.4. Escolha das Cruzetas 959.5. Locação de Equipamentos 1009.6. Saídas das Subestações de Distribuição 102

ANEXO 1 – TAXAS MÉDIAS GEOMÉTRICAS DE CRESCIMENTO MERCADO POR MUNICÍPIO 125

ANEXO 2 – DETERMINAÇÃO DE DEMANDA PARA CONSUMIDORES PRIMÁRIOS 132

ANEXO 3 – CARACTERÍSTICA DOS CABOS SEMI-ISOLADO E PRÉ-REUNIDO 137

ANEXO 4 – CARREGAMENTO ECONÔMICO DE CONDUTORES 138

ANEXO 5 – METODOLOGIA DE CÁLCULO PARA MÁXIMA CORRENTE ADMISSÍVEL 143

BIBLIOGRAFIA 146

NORMA


4 NTBD 2.02-0



1. INTRODUÇÃO

1.1. CONSIDERAÇÕES GERAIS

A empresa atende a um número muito grande de consumidores, seja em regiões de alta concentração decarga, ou em zonas rurais, ou em grandes centros urbanos, ou mesmo atende isoladamente a cargas depotência elevada, ou a consumidores especiais que não toleram interrupção de fornecimento enfim, suasredes apresentam características bastante diversas e isto leva a se adotarem soluções particulares para oatendimento.

Esta norma tem por objetivo conseguir, dentro do possível, uma uniformidade de procedimentos no que dizrespeito ao projeto de redes aéreas primárias de distribuição. O planejamento global do sistema dedistribuição certamente é um trabalho menos árduo quando existe esta uniformidade.

O projetista deve estar atento ao caráter dinâmico das redes, reportando os estudos para um horizonte deplanejamento, procurando minimizar o número de intervenções na rede e a máxima utilização dosequipamentos. Os consumidores secundários, por representarem o maio número, definem em grande partea rede primária e os novos devem ser prontamente conectados à rede existente. A carga instalada crescedia-a-dia e com taxas que indicam a necessidade contínua de ampliação da rede primária. È importante queos novos circuitos sejam projetados de acordo com as diretrizes básicas desta Norma para que as redestenham características uniformes. O mesmo se aplica aos projetos de melhoria, os quais se destinam aadequar a rede existente às necessidades do crescimento da carga.

O primeiro passo da metodologia aqui estabelecida consiste na classificação do projeto, de acordo comtrês categorias. Dentro de um roteiro básico de projeto, cada uma das categorias tem particularidades queserão comentadas no capítulo seguinte.

1.2. CLASSIFICAÇÃO DOS PROJETOS

Com o objetivo de sistematizar procedimentos, os projetos de redes aéreas de distribuição primária sãodivididos em três categorias principais:

- Projetos de ampliação: são os que visam, através de modificações na rede, aumento de capacidadeinstalada ou de área atendida. Assim mesmo, são classificados de ampliação aqueles em que ocorram:

• troca de condutores• expansão de rede• criação de redes novas.

- Projetos de melhoria: são os que tem por objetivo a melhoria da qualidade do fornecimento de energiaelétrica aos consumidores da rede primária, bem como otimizar o emprego ou padronizar suasestruturas e componentes. Estão nesta categoria os projetos que objetivam:

• Balanceamento de fases• Melhoria do nível de tensão• Melhoria da continuidade de serviço, através do estudo da proteção e do remanejamento de blocos

de carga• Substituição de estruturas e/ou materiais que se encontram em estado precário (projetos de

manutenção)• Substituição de estruturas e/ou materiais que se encontram fora de padrão

NORMA


4 NTBD 2.02-0



• Melhoria da configuração dos circuitos.

- Projetos de conexão: são aqueles que visam a ligação de novos consumidores, alteração de demandacontratada de consumidores existentes ou o desligamento destes. Os projetos de conexão podemoriginar a necessidade de serem elaborados projetos de ampliação (principalmente extensões oureforços da rede).

No capítulo seguinte, são apresentados os roteiros de elaboração dos projetos de cada um dos tiposmencionados. Os subsídios técnicos necessários estão no Capítulo de 3 a 9, sendo conveniente salientarque todo projeto deve ser elaborado para um horizonte de planejamento, em nosso caso de 5 anos, poiscomo se sabe as redes de distribuição apresentam, normalmente, crescimento contínuo da demandaatendida, e a minimização do número de intervenções na rede é essencial para a boa qualidade defornecimento.

2. ROTEIROS DE ELABORAÇÃO DOS PROJETOS

2.1. ETAPAS DE UM PROJETO

As principais fases de um projeto de rede de distribuição primária, apresentadas na ordem em que devemser executadas, são as seguintes:

- Obtenção dos dados preliminares: consiste em se determinar as características da área a ser atendida,reunir planos e projetos existentes que afetem esta área e obter os mapas e plantas pertinentes.

- Obtenção dos dados das cargas e cálculos das demandas: consiste em se fazer um levantamento dascargas da área, atuais e futuras, tendo-se em vista o horizonte de planejamento de 5 anos, resultando asdemandas e correntes (Capítulo 3).

- Elaboração do projeto básico: os dados anteriormente obtidos são subsídios para que nesta fase sedetermine o traçado da rede, os pontos de seccionamento e o tipo de condutor a ser empregado. Deveser feita uma análise do carregamento da rede, verificando-se a necessidade dos recursos decompensação de reativos e de regulação de tensão. O projeto básico encerra-se com o estudo daproteção dos circuitos.

- Elaboração do projeto executivo: nesta etapa final, é feito o detalhamento do projeto básico, o que incluia inspeção de campo, na locação de postes, o dimensionamento mecânico e o projeto de iluminaçãopública, entre outros itens. Os subsídios técnicos para esta etapa estão no Capítulo 9.

As etapas apresentadas se aplicam aos três tipos de projetos mencionados: ampliação, melhoria econexão. Evidentemente, em projetos de menor porte algumas destas etapas podem existir e também, nosdiferentes tipos de projeto, elas serão executadas de maneira característica. Nos itens que completam esteCapítulo procura-se definir a maneira adequada de executar cada etapa nos diferentes tipos de projeto.

2.2. OBTENÇÃO DE DADOS PRELIMINARES

O primeiro passo é classificar o projeto em estudo dentro das três categorias já apresentadas. Estaidentificação deve ser feita a partir das causas de origem ou da finalidade do projeto, da área a serabrangida e do estado atual da rede. Existem particularidades em cada tipo de projeto:

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- Projetos de ampliação: originam-se, na maior parte dos casos, do Plano de Obras de Distribuição,através de um diagnóstico do sistema. O objetivo básico é o atendimento ao mercado, seja através doaumento de carga de consumidores existentes ou da ligação de novos consumidores. Podem seroriginados também pela necessidade de melhoria da qualidade de serviço (detectada pelo nível detensão de fornecimento ou pelos valores de DEC e FEC), ou pela necessidade de maior segurança eflexibilidade.

- Projetos de melhoria: são em geral motivados por reclamações de consumidores (tensão oucontinuidade), por inspeções para manutenção corretiva, por medições (tensão, balanceamento defases) ou ainda por relatórios de gerenciamento ou relatórios de circuitos críticos. No caso dasreclamações de consumidores é recomendável que sejam confirmadas por medições.

- Projetos de conexão: são originados pelos pedidos de estudo efetuados pelos consumidores.

Nesta etapa preliminar, após a identificação do tipo de projeto a ser executado, é indispensável uma análisede outros processos que estejam ocorrendo e afetem a área de estudo.

Estes outros projetos, sejam de distribuição ou não, servirão de subsídios ao projeto atual. Deve sempre serconsultada a área encarregada da coordenação dos projetos. Em cada Regional, deve-se consultar aquelasresponsáveis pela elaboração, programação e, principalmente, cadastramento dos projetos.

Em projetos de rede que abrangem áreas de grande extensão, é interessante observar os planos e projetosgovernamentais para arruamentos, uso do solo, etc, devendo ser feita uma consulta à Prefeitura local. Damesma forma, deve-se consultar os órgãos competentes (IBDF e CONDEPHAAT) para as áreas queincluam partes de florestas ou patrimônios históricos e artísticos.

Além de verificar se existem outros projetos que afetem o atual, no caso de ampliação ou de melhoria, énecessário que se obtenha a planta cadastral dos circuitos envolvidos, ou da parcela importante, com osrespectivos relatórios de desempenho (continuidade e tensão).

No caso dos projetos de conexão, além de se obter a planta cadastral do circuito ao qual será conectada anova instalação transformadora (II), deve-se verificar a existência de outros pedidos de estudo na mesmaárea ou mesmo de outros projetos.

2.3. OBTENÇÃO DOS DADOS DE CARGA

Para se obter ou prever o carregamento dos equipamentos da rede primária, é necessário levantar ascaracterísticas das cargas elétricas do sistema. As fontes de dados são as informações colhidas junto aosconsumidores de maior porte, as medições na rede, os relatórios do sistema de gerenciamento (ondeimplantado) e, em alguns casos, relatórios de faturamento. São possíveis três casos:

a) Consumidores existentes – localizar em planta todas as instalações transformadoras (ITs), anotando osseguintes dados:

- categoria de consumo e ramo de atividade

- horário do funcionamento, período de demanda máxima e sazonalidade.

- demanda máxima registrada ou estimada (kVAS)

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- potência instalada (transformadores)

- possibilidade de acréscimo de carga (caso de EP).

b) Consumidores futuros – indicar em planta a provável localização das novas ITs, anotando:

- categoria de consumo e ramo de atividade

- potência instalada (cargas e transformadores)

- horário previsto de funcionamento

- estimativa de demanda máxima e horário provável, efetuada pelo consumidor (caso de EP)

- previsões de acréscimo de carga efetuada pelo consumidor (caso de EP).

c) Cargas especiais – caso os consumidores, atuais ou futuros, desejem efetuar a ligação de cargas quepossam causar oscilações de tensão significativas na rede, os pedidos devem ser analisados conformeas instruções de atendimento aos consumidores primários. São exemplos de cargas especiais:

- fornos elétricos a arco ou de indução

- motores de grande porte ou com carga oscilante

- retificadores e equipamentos de eletrólise

- máquina de solda

- aparelhos de raios X.

Os dados de carga permitem que seja determinada a demanda passante nos troncos e ramais,desde que, é claro, a rede já tenha seu traçado definido. Os procedimentos para determinaçãoda demanda estão explicados no capítulo 3.

2.4. ELABORAÇÃO DO PROJETO BÁSICO

Inicia-se, no caso de projetos que incluam expansão física da rede, pela definição do traçado e análise dosrecursos de seccionamento e manobra, visando flexibilidade e continuidade de serviço (Capítulo 4). Osdados de carga já devem constar, é claro, da planta analisada.Normalmente, em projetos de melhoria, o traçado é mantido ou sofre apenas pequenas alterações. Caso sedeseje melhorar a continuidade em certos trechos, é preciso analisar as possibilidades de ampliação dechaves seccionadoras.

A escolha do tipo de condutor e seu dimensionamento deve ser feita de acordo com o padrão: condutor nude alumínio nas bitolas 336.4 MCM (troncos) e 1/0 AWG (ramais e sub-ramais), salvas as exceçõescomentadas no Capítulo 5.

A seguir, devem ser analisadas as condições de carregamento de acordo com os critérios da máximacorrente e da máxima queda de tensão admissíveis. O balanceamento de frases pode ser necessário nos

NORMA


4 NTBD 2.02-0



circuitos que incluam cargas monofásicas. Este procedimento também se inclui nesta etapa de projeto eestá descrito no capítulo 5.

Nos projetos de conexão deve se analisar as tensões não apenas no ponto de conexões, mas também nasextremidades do circuito. Caso as tensões estejam fora dos limites prescritos, deve se analisar aspossibilidades de aplicação de bancos de capacitores ou de reguladores de tensão (Capitulo 7) e apossibilidade de uma nova configuração para a rede. Estas recomendações se aplicam também aos demaistipos de projetos.

Uma vez que as condições de carregamento estejam satisfatórios, o traçado e os pontos de seccionamentodefinidos, encerra-se o projeto básico com o estudo da proteção. Este estudo compreende não apenas aproteção de novos trechos projetados mas também a coordenação com dispositivos existentes (Capítulo 6 e8).

3. DETERMINAÇÃO DAS DEMANDAS

3.1. INTRODUÇÃO

3.1.1. CONSIDERAÇÕES GERAIS

O objetivo desta etapa é avaliar ou rever o carregamento dos componentesda rede de distribuição primária. É etapa de importância fundamental, uma vez que o dimensionamento doscomponentes, e consequentemente os investimentos necessários, dependem diretamente do carregamentoestimado.

É também uma das fases mais difíceis da atividade de elaboração de projetos de distribuição. Asdificuldades derivam principalmente do grande número de pontos de consumo, de seu comportamentoaleatório, bem como da incerteza acerca da evolução futura.

Face a tais problemas, torna-se impossível a fixação de procedimentos rígidos que possam ser seguidosem todos os casos. Procura-se, portanto, neste Capítulo, fornecer orientações acerca das metodologiasusuais de determinação das demandas, devendo ser adotada em cada caso a mais adequada, em funçãodas características do estudo ou dos dados disponíveis.

É sempre importante lembrar que os métodos apresentados se baseiam em comportamentos médios dosconsumidores. Havendo evidências de que na área em estudo existem grupos de características especiais,eles devem ser separados do conjunto e estudados individualmente.

3.1.2. HORIZONTE DO PROJETO E ETAPAS

O dimensionamento dos equipamentos elétricos da rede é efetuado com base nas demandas máximas quedeverão atender. A fim de evitar substituições freqüentes, adota-se como parâmetro a demanda máximaprevisível num período futuro denominado horizonte de projeto. Em função das características das obras dedistribuição e das incertezas presentes, fixa-se o horizonte de 5 anos.

Dessa forma, o objetivo do estudo das cargas é determinar a demanda máxima passante em cadaequipamento da rede de distribuição primária, atualmente e após 5 anos.

Os cálculos são efetuados com base nos dados de carga levantados inicialmente, compondo-se dasetapas:

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- avaliação do crescimento das cargas, conforme procedimento descrito no item 3.2

- cálculo das demandas atuais e futuras.

A avaliação do crescimento das cargas é efetuada apenas para os consumidores existentes. Tanto no casodos projetos de melhoria como no dos projetos de ampliação visando expansão de rede, é necessárioestimar o comportamento futuro dos atuais consumidores.

Para os novos consumidores previstos, a demanda da respectiva IT será projetada diretamente no horizonte,através de processo estimativo.

3.1.3. METODOLOGIA PARA DETERMINAÇÃO DAS DEMANDAS

São em geral utilizados três tipos de métodos para obtenção do carregamento dos componentes da rede,que são:

- processo estimativo, baseado no uso de tabelas que fornecem parâmetros médios da carga, conforme acategoria de consumidor

- medição de parâmetros elétricos (correntes, tensões, potências), em pontos de interesse

- consulta a relatórios de sistemas de gerenciamento de redes de distribuição.

Caso sejam disponíveis, os relatórios de carregamento dos equipamentos, gerados pelo gerenciamento,devem ser utilizados devido à comodidade que apresentam. Possuem precisão adequada à finalidade,fornecendo ainda estimativa de crescimento da carga.

Não sendo possível, o uso dos sistema de gerenciamento, deve-se recorrer às medições a fim de avaliar oestado atual de carregamento e, em seguida, estudar as características de crescimento a fim de referir ascargas ao horizonte.

Para os novos consumidores é sempre necessário recorrer às estimativas, havendo dois casos básicos aconsiderar

- para as Ets, a demanda máxima poderá ser estimada conforme a norma de projetos da rede secundária,ou opcionalmente adotada a potência nominal (kVAN) do respectivo transformador

- para as EPs, será necessário adotar previsão, feita pelo consumidor (dado contratual) ou com base emfatores de demanda e de carga médios tabelados.

Os métodos são descritos nos itens 3.3 a 3.5.

3.2. CRESCIMENTO DA CARGA

3.2.1. CONSIDERAÇÕES GERAIS

A evolução das cargas dos consumidores de energia elétrica de uma determinada área é influenciada poruma série de fatores, tais como:

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- categoria dos consumidores

- tarifação

- condições sócio-econômicas vigentes no local

- densidade de ocupação da área

- condições de urbanização, e outros.

Além disso, é importante explicar os acréscimos de consumo à partir de seus componentes básicos, ouseja, o crescimento horizontal e vertical, ou vegetativo. O crescimento vertical (vegetativo) é aquele devidoao incremento de uso da energia entre os consumidores existentes.

Já o crescimento horizontal é associado aos novos consumidores que sejam conectados à rede.

Os diferentes fatores de crescimento podem estar presentes em conjunto, por exemplo ao serem estudadosgrandes grupos de consumidores, áreas com predominância de crescimento vegetativo e outras compredominância de novas ligações, sendo suas características combinadas para formar uma tendência globalestável. Nessa caso, não é essencial diferenciar os consumidores. No entanto, à medida que descemos aonível do bairro, ou do conjunto de quarteirões atendidos por uma ET, a distinção se faz necessária. Porexemplo, em uma área residencial totalmente construída os acréscimos de carga são devidos apenas aocrescimento vertical (vegetativo), definido por taxas relativamente, é freqüente a ligação de novosconsumidores, levando e a taxas globais de crescimento de carga superiores à medida da categoria.

Elevadas taxas de crescimento também podem ocorrer nas áreas densamente construídas nas quais estejaem curso uma alteração nas características de consumo. É o caso de áreas típicas de casas nas quaisparecem prédios de apartamentos, ou consumidores não residenciais.

Sendo assim, para se avaliar a evolução das cargas dos consumidores de um alimentador deve-sedeterminar:

- os tipos de consumidores presentes e suas taxas médias anuais de crescimento (por município e por categoria de consumo)

- a ocupação da área e a previsão de alterações

- as previsões de aumento das cargas dos consumidores primários (EPs).

Os consumidores primários devem ser tratados à parte, por meio de pesquisa direta de seus planos deaumento de carga, já que, devido ao porte, influenciam fortemente a evolução do carregamento do circuito.

As taxas médias de crescimento e as características de uso do solo serão utilizadas na estimativa deevolução das cargas dos consumidores secundários (Ets), e até mesmo das EPs de pequeno porte. Oprocedimento para tal estudo é descrito nos sub-itens a seguir.

3.2.2. TAXAS MÉDIAS DE CRESCIMENTO

Para as categorias em que os consumidores são divididos, é fornecida no Anexo 1 a tabela de suas taxasmédias anuais de crescimento, por município da área de concessão da Empresa.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Para estudo de uma rede, deverá ser adotada como referência a taxa média anual de crescimento de cargareferente ao município onde se localiza o circuito, e à categoria de consumo predominante entre suascargas. Caso em uma rede haja cargas significativas de mais que uma categoria, as mesmas poderão seranalisadas em separado, e posteriormente agregadas.

Caso se tenha o registro de sucessivas medições, isto é, a série histórica das demandas de alimentadores,Ets, etc. pode-se optar pela utilização de taxas de crescimento próprias, extraídas da série de medições.Tais valores de taxa de crescimento são aplicáveis não apenas ao alimentador ou instalação transformadoraonde se tenha efetuado as medições, mas também aos outros que possuam características semelhantes.

3.2.3. OCUPAÇÃO DA ÁREA E ALTERAÇÕES

A taxa de crescimento médio anual, anteriormente citada, refere-se ao conjunto dos consumidores dacategoria dentro do município. É evidente que, a nível de um dado alimentador primário, a evolução dascargas poderá ser superior ou inferior à média, conforme condições locais. A taxa a ser adotada deverá serestimada com base nos seguintes parâmetros:

a) densidade de ocupação da área – em geral ocupações elevadas determinam a impossibilidade desurgimento de novos consumidores, e taxas de crescimento baixas (apenas crescimento vegetativo)

b) melhorias na urbanização ou surgimento de polos de atração – abertura de nova avenida ou instalaçãode centro comercial, por exemplo, trazem a valorização das áreas vizinhas e crescimento das cargas

c) alterações na característica de consumo – a transformação de casas em prédios de apartamentos, ouem consumidores comerciais (escritórios e lojas) induz o crescimento de carga a taxas mais elevadas.

Na tabela 3.1, são resumidos os casos principais de combinação entre tais parâmetros, sendo fornecidasrecomendações para o tipo de taxa de crescimento a ser adotada.

DENSIDADE DEOCUPAÇÃO

URBANIZAÇÃO OUPOLO DE ATRAÇÃO

ALTERAÇÃO DECARACTERÍSTICA

TAXA A ADOTAR

ALTA NÃO NÃO BAIXAMÉDIA NÃO NÃO MÉDIAMÉDIA SIM - ALTABAIXA NÃO NÃO MÉDIABAIXA SIM - ALTA

- - SIM ALTA

Tabela 3.1 – Critérios para Estimativa de Taxa de Crescimento de Carga.

Acerca da tabela, devem ser acrescentados os esclarecimentos:

- por taxa de crescimento baixa, entende-se aquela referente ao crescimento vegetativo apenas (da ordemde 1 a 3% ao ano, até no máximo, a taxa média)

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- a taxa média, tomada como referência, é aquela determinada no sub-ítem anterior (3.2.2), e que seencontra tabelada no Anexo 1

- nos casos de taxas de crescimento altas, adotar valores superiores ao médio (referência). Em tais casos,é necessário coletar maior volume de dados e, se possível, comparar o processo a casos similares jáocorridos, a fim de possibilitar fixação do valor numérico.

3.2.4. APLICAÇÕES

As taxas de crescimento fornecidas como referência (Anexo 1) são levantadascom base em dados de consumo (kWh). No entanto, podem ser aplicadas também às demandas medidasou calculadas, desde que não haja evidência de alteração no comportamento das curvas dos consumidores.

3.3. PROCESSO ESTIMATIVO

3.3.1.ESTAÇÕES TRANSFORMADORAS

Para as Ets a avaliação ou previsão de carregamento efetua-se conforme a norma “Projetos de Redes deDistribuição Aérea Secundária”, Capítulo 3.

Caso seja necessária apenas uma estimativa aproximada das demandas pode-se considerar ostransformadores carregados uniformemente, ou seja, atendendo a uma carga correspondente a parcela fixade sua capacidade. A parcela a ser adotada deve ser baseada no carregamento médio dos transformadoresda área. Na falta de tal dado, uma estimativa razoável é a adoção da potência nominal (KVAN) comodemanda máxima da ET.

3.3.2.ENTRADAS PRIMÁRIAS

A estimativa de demanda para novos consumidores em tensão primária deve ser baseada principalmentenas informações prestadas pelos mesmos em seus pedidos de estudos.

Devem ser levados em consideração:

- ramo de atividade do consumidor

- tipos das cargas a serem alimentadas

- potência instalado por tipo de carga

- capacidade dos transformadores de cabine

- área do prédio

- horários de funcionamento das cargas

Estes dados em conjunto permitem a estimativa da demanda máxima a ser adotada, mediante o uso detabelas de fatores de demanda médios. O cálculo é efetuado pelo próprio consumidor com a finalidade decontratação da demanda junto à Empresa.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



É conveniente que a estimativa acima seja comparada com outro valor para que se tenha segurança da suavalidade. O valor para comparação pode ser obtido através da potência total das cargas instaladas doconsumidor, multiplicada pelo fator de comanda global típico de instalações do mesmo ramo de atividade,locadas em áreas com a mesma características. Não existindo estudos específicos, poderão ser adotadosos fatores obtidos das curvas do Anexo 2, onde se encontra também uma breve explicação sobre autilização de tais fatores.

3.4. PROCESSO POR MEDIÇÃO

O recurso da medição pode ser empregado para obtenção dos carregamento impostos pelos consumidoresexistentes à rede primária. O processo pode ser aplicado tanto às estações transformadoras, como àsentradas primárias, possibilitando ainda uma determinação das demandas passantes em trechos dosalimentadores ( troncos ou ramais). São descritos a seguir os casos possíveis.

A medição, sem dúvida, é um processo seguro de se obter a demanda máxima de uma instalaçãotransformadora existente. Sempre que possível deve ser utilizada e seu resultado é útil não apenas para seconhecer a demanda atual, mas também para se aprimorarem os processos estimativos de determinaçãode demanda. Conforme o comentário em 3.2.2, é interessante que sejam armazenados os resultados desucessivas medições, procurando-se estabelecer séries histórica de alimentadores, transformadores, etc.

3.4.1. ENTRADAS PRIMÁRIAS

A demanda máxima atual em kVA é obtida através da indicação do medidor de kW, dividida pelo respectivofator de potência.

Face a possibilidade de variação sazonal do consumo, é conveniente que seja adotada a maior entre asdemandas máximas registradas nos últimos 12 meses.

Nas Eps em que exista instalado equipamento de medição tipo RDTD é possível também a obtenção dacurva de carga, o que possibilita a determinação de sua contribuição à ponta do sistema.

3.4.2.TRONCOS DE ALIMENTAÇÃO

As demandas passantes no início dos troncos poderão ser determinadas através das mediçõesinstantâneas, efetuadas de hora em hora, nos instrumentos indicadores, ou então através de equipamentode registro gráfico.

É necessária a obtenção não apenas do valor da demanda máxima mas também de seu horário deocorrência, a fim de permitir que seja estimada a contribuição dos diversos tipos de consumidores àquelaponta.

3.4.3.OUTROS CASOS

Caso seja necessário a determinação de demandas máximas nas ITs, ou em outros trechos dosalimentadores que não o início, deverão ser utilizados MAX-I-METERS instalados nas 3 fases do circuito,durante 24 horas no mínimo.

É importante que sejam fixadas datas compatíveis com o período de ponta, ou seja, nos dias úteis, nãocontíguos a feriados e outros eventos. Os casos especiais devem ser tratados cuidadosamente. Por

NORMA


4 NTBD 2.02-0



exemplo, em localidades onde o consumo é condicionado pelo fluxo de turismo, as medições devem serefetuadas nos fins de semana ou em época de temporada.

Após determinadas as correntes máximas, as correspondentes demandas (em kVA) são obtidasmultiplicando-se pela tensão de fase:

1DMAX = v3 x V x ( ID + IE + IF ) x ---------,

3

ONDE:

- V: tensão nominal de linha em kV:

- ID, IE,IF : correntes máximas das fases D, E, F em ampères

- Dmax : demanda máxima total em kVA.

Finalmente, é necessário levar em conta uma margem de segurança. Tal fator reflete o fato de que ocomportamento do grupo de consumidores não se mantém inalterado ao longo dos dias e meses. Hávariações conforme a temperatura, período do mês ou do ano e outros fatores. Por exemplo, no caso dosconsumidores residenciais , suas demandas máximas podem apresentar diferenças de 20 à 30% conformese trate de dias quentes ou frios (verão ou inverno).

Portanto, uma vez que não se tenha certeza de que o valor medido é realmente o máximo, deve-semultiplicar a demanda acima calculada por fator de segurança ( 1,1 a 1,3), antes de utiliza-la paradimensionamento .

3.5. USO DO SISTEMA DE GERENCIAMENTO

Nas áreas em que está implantado o gerenciamento do sistema de distribuição, são disponíveis relatóriosperiódicos das condições elétricas da rede.

Os relatórios apresentam estimativas de carregamento atual dos transformadores e dos trechos dosalimentadores, bem como do perfil de tensão vigente ao longo do mesmo.

3.6. DETERMINAÇÃO DA DEMANDA PASSANTE NOS TRECHOS DE ALIMENTADOR

3.6.1.CONDIÇÕES GERAIS

Os condutores são dimensionados em função de um carregamento máximo ao qual podem ser submetidos.Este limite é obtido considerando- se a máxima queda de tensão permitida, a máxima elevação detemperatura do cabo e a mínima perda de energia na condução. Um destes três critérios fixará a bitola a serutilizada. Em nosso caso, de acordo com o padrão adotado ( veja o Capítulo 5), não é feita uma escolha debitolas mas sim uma análise das condições de carregamento dos circuitos. De qualquer maneira, torna-senecessário conhecer a corrente (A) ou a potência (kVA) a ser transportada.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Nos itens anteriores encontram-se subsídios para o cálculo das demandas, projetadas para o horizonte deplanejamento. Até aqui sabe-se, portanto, qual a quantidade de kVA em cada EP, ET ou IP nas respectivashora de pico (demanda máxima).

O problema de determinar a corrente nos condutores que atendem a estes pontos de fornecimento ésimples quando se tem apenas um transformador: a demanda máxima passante no trecho é igual ademanda máxima atendida pelo transformador. Porém para os casos em que o trecho pertence a um troncode alimentador, ou é o início de algum ramal que atende a vários transformadores, devem ser estabelecidoscritérios para a determinação da máxima demanda passante.

A primeira idéia é igualar este valor a soma das demandas máximas de cada transformador atendido. Istosupõe que todos os transformadores atingem a máxima no mesmo instante e provavelmente levará a umsuperdimensionamento do circuito. É bem sabido que existe uma diversidade entre os instantes de máximacarga, razão pela qual a demanda de um trecho é sempre menor ou igual a soma referida.

O processo mais seguro é o da medição, mas nem sempre é possível efetuá-la em todos os trechos dealimentadores e deve-se também considerar os casos em que se projetam novos circuitos, dos quais seconhecem demandas apenas por estimativas. Pode-se utilizar dois procedimentos distintos para estimativada demanda máxima de um conjunto de transformadores: através do fator de diversidade ou através dascurvas de carga.

3.6.2. DETERMINAÇÃO DA DEMANDA PASSANTE ATRAVÉS DAS CURVAS DE CARGA

Conhecendo-se o ciclo de carga de cada transformador, obtém-se a demanda máxima do conjunto porcomposição destes ciclos ou curvas de carga. Elas dependem, basicamente, dos tipos de consumidoresatendidos pelo transformador, de maneira que se houver predominância de um tipo particular (por exemplo,um conjunto de transformadores que forneçam a maior parte de suas potências e residências) não haverádiversidade significativa entre os instantes de máxima carga de cada transformador.

Através do tratamento estatístico de resultados de medições, podem ser obtidas curvas padrão para osdiversos tipos de consumidores. Representam um comportamento médio e portanto destinam-se a orientaro projetista quando faltam informações mais precisas. As características próprias de cada região ouconsumidor atendidos sempre que possível devem ser consideradas, podendo-se eventualmente obtercurvas de carga mais representativas. A tabela 3.1 apresenta as curvas padrão para as principais categoriasde consumidores urbanos.

Estas curvas são mais adequadas aos consumidores ligados a ETs e IPs: residenciais, pequeno comércio,pequenas indústrias e iluminação pública. Os grandes centros comerciais e as indústrias com elevadoconsumo de energia, ou seja os consumidores atendidos por EPs, devem ser considerados à parte. De fato,as entradas primárias representam uma grande demanda concentrada em um ponto de fornecimento egeralmente tem grande influência na demanda do conjunto. Devem ser obtidas, por medição ou estimativa,as curvas que representam o ciclo diário de carregamento de cada EP. Quando for inviável se efetuar aconstrução da curva de carga, deve-se proceder a estimativa por comparação com instalações semelhantesou através de informações obtidas junto ao consumidor.

Exemplo de cálculo:

Considere o circuito primário de distribuição, representado na Figura 3.1 através do diagrama unifilar, ondeconstam também as demandas máximas de cada transformador, obtidas de acordo com os procedimentosdescritos em itens anteriores. Neste circuito, os transformadores das ETs atendem a consumidores

NORMA


4 NTBD 2.02-0



residenciais, enquanto que as entradas primárias atendem a duas indústrias de mesmo tipo e que portantoapresentam a mesma curva de carga:

PERÍODO D/DMAX

0 – 5 h 0,2

5 – 7 h 0,4

7 – 11 h 1,0

11 – 13 h 0,5

13 – 17 h 0,9

17 – 24 h 0,3

Com estas informações deseja-se determinar a máxima demanda passante nos trechos 1 e 2:

- para o trecho “1” obtém-se a demanda máxima com auxílio da Tabela 3.1: ocorre às 19 hs e vale (15x1 +100x1) kVA = 115 kVA

- para o trecho “2” devem ser incluídos as entradas primárias.

Caso não estivessem presentes estas duas indústrias, o trecho “2” estaria atendendo apenas a ETsresidenciais e a IPs . Os números da Tabela 3.1 mostram que os consumidores residenciais atingem ademanda máxima juntamente com as cargas de iluminação pública, o que significa que a demanda máximapassante no trecho “2” seria igual a soma das máximas de cada transformador, não existindo diversidade.Entretanto, a presença das EP s exige que se faça a composição das curvas de carga, pois o resultadodas medições mostra uma diversidade entre os instantes de máxima carga.

Os valores correspondentes a demanda na coluna dos consumidores residenciais, na Tabela 3.1, devem sertomados para os intervalos nos quais existem registros de medições das EPs. Por exemplo, no intervalode 7 às 11 hs as EP s tem demanda normalizada igual a 1.0, ou seja, neste intervalo ocorre o pico de cargadas EP s. Para os consumidores residenciais a Tabela 3.1 fornece os seguintes valores, neste mesmointervalo: 0,35, 0,45 e 0,38. A favor da segurança deve ser considerado o maior dos valores presentes (0.45).

Com este raciocínio pode ser montada a Tabela 3.2.

TRECHOS

IP

ET

EP

15KVA 100KVA

80KVA

15KVA 100KVA

10KVA

300KVA

200KVA

50KVA

1

32

1 2 3

Figura 3.1 - Exemplo de cálculo da demanda passante em trechos de alimentdador

Desenho Nº:

Folha:

Data:

NORMA TÉCNICA NTBD 2.02-0

Figura 3.1 - Exemplo de cálculo de demandapassante em trechos de alimentador

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



CLASSEPERÍODO RES COM IND I.P.

01 0.07 0.27 0.42 1.0002 0.03 0.25 0.24 1.0003 0.01 0.24 0.12 1.0004 0.03 0.22 0.09 1.0005 0.07 0.22 0.15 1.0006 0.17 0.25 0.35 1.0007 0.35 0.22 0.42 0.5008 0.45 0.37 0.60 0.0009 0.38 0.68 0.88 0.0010 0.38 0.88 0.86 0.0011 0.45 0.93 1.00 0.0012 0.45 0.95 0.91 0.0013 0.45 0.86 0.64 0.0014 0.35 0.82 0.84 0.0015 0.48 0.90 0.79 0.0016 0.48 1.00 0.67 0.0017 0.69 1.00 0.63 0.0018 0.84 0.93 0.81 0.5019 1.00 0.89 0.83 1.0020 0.84 0.60 0.67 1.0021 0.75 0.44 0.60 1.0022 0.55 0.34 0.56 1.0023 0.18 0.31 0.56 1.0024 0.18 0.29 0.57 1.00

Tabela 3.1 – Curvas de Carga Padrão Conforme Categoria de Consumo (valores normalizados).

Da figura 3.1 obtêm-se :

- Demanda máxima de ET s = 100 + 80 + 50 + 100 = 330 kVA

- Demanda máxima de IP s = 15 + 10 + 15 = 40 kVA

- Demanda máxima de EP s = 300 + 200 = 500 kVA.

Portanto, para este exemplo a demanda máxima no trecho “2” vale 677,7 kVA e ocorre no intervalo das 13às 17 hs.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



DEMANDA NORMALIZADA DEMANDA EM FUNÇÃO DO HORÁRIO ( p.u ) ( Kva )

PERÍODO ET sRESIDENCIAIS

IP s EP s ET sRESIDENCIAIS

IP s EP s DEMANDA DOCONJUNTO ( Kva)

0-5 h 0,07 1,0 0,2 23,1 40 100 163,15-7 h 0,35 1,0 0,4 115,5 40 200 355,5

7-11 h 0,45 0,5 1,0 148,5 20 500 668,511-13 h 0,45 0,0 0,5 148,5 0 250 398,513-17 h 0,69 0,0 0,9 227,7 0 450 677,717-24 h 1,00 1,0 0,3 330,0 40 150 520,0

TABELA 3.2

Da mesma forma, pode ser obtida a demanda máxima de outros trechos do alimentador, mas torna-se umtrabalho exaustivo conhece-la em todos os trechos. Quando se projetam novos alimentadores, devem seranalisados os trechos mais importantes, definidos pelo projetista com base na experiência e bom senso.Mesmo o trabalho de pesquisa da demanda de um determinado trecho pode ser minimizado com algumconhecimento ou experiência prévia da área em estudo. Para os números do exemplo anterior, é razoávelsupor previamente que a demanda máxima do trecho “2” ocorra no intervalo das 7 às 11 h ou no intervalodas 13 às 17 hs, suposição que se baseia na curva da carga das EPs e no valor significativo da potênciadestas indústrias. A Tabela 3.2 poderia ter sido simplificada, contendo apenas duas linhas.

3.6.3.DETERMINAÇÃO DA DEMANDA PASSANTE ATRAVÉS DO FATOR DE DIVERSIDADE

O fator de diversidade permite que se obtenha a demanda máxima de um conjunto de transformadores (oude consumidores) através da somatória das demandas máximas de cada elemento do conjunto. Aexpressão a ser utilizada é:

ΣDmi DM = ---------- onde,

Fd

- ΣDmi = somatória das demandas máximas de cada transformador- Fd = fator de diversidade- DM = demanda máxima do conjunto de transformadores ou, o que é equivalente, máxima demanda passante no trecho (de alimentador) que atende o conjunto.

O denominador desta expressão (Fd) é sempre número maior ou igual a 1. O limite Dm = ΣDmi se verificaapenas quando os instantes de demanda máxima de todos os transformadores atendidos pelo trecho sãocoincidentes. No caso geral isto não ocorre: existe de fato uma diversidade entre estes instantes demáximo que é descrita por Fd. A maneira mais precisa de se obter este fator é através da composição dascurvas de carga dos transformadores do trecho em estudo, obtendo-se a demanda máxima deste, ou entãomedir esta demanda diretamente.

A demanda máxima nem sempre pode ser medida em todos os trechos de alimentadores ou nem sempre éum valor disponível ao contrário é um valor que se deseja determinar. Portanto, é necessário uma forma de

NORMA


4 NTBD 2.02-0



se estimar fatores de diversidade, uma vez que a somatória das demandas máximas individuais é fácil deser obtida. Considerando-se que a diversidade entre os instantes de máxima carga deve aumentar com onúmero de transformadores no trecho, pode-se utilizar a expressão:

FDA - 1FDT = ------------- (NT – 1) + 1 onde, NA - 1FDT = fator de diversidade de trecho

FDA = fator de diversidade global do alimentador

NA = número de ITs do alimentador

NT = número de Ts do trecho

Esta expressão está representada graficamente na Figura 3.2 e corresponde a se efetuar uma interpolaçãolinear entre dois extremos:

Desenho Nº:

Folha:

Data:


DETERMINAÇÃO DE FATORES DE DIVERSIDADE POR INTERPOLAÇÃO LINEAR

FdA

dTF

1

Fator dediversidade

N° de consumidores

1 NT NA

Figura 3.2 - Determinação de fatores de diversidade por interpolação linear

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- para um número de consumidores correspondentes ao total do alimentador (NT = NA), o fator dediversidade é o do alimentador inteiro (FDA), que se supõe conhecido

- para um trecho com apenas um consumidor (NT = 1), não há o que diversificar, ou seja FDT = 1, eportanto, DM = ΣDmi e a somatória tem apenas um elemento (em outras palavras, considera-se ademanda máxima do consumidor em questão).

Para números intermediários, obtém-se FDT entre 1 e FDA, o qual deve ser medido ou estimado:

- nas saídas de circuitos das ETDs são feitas medidas de demandas. É possível portanto se obter ademanda máxima do alimentador (DM) e dos consumidores atendidos por ele (ΣDmi), calcula-se FDApelo quociente destes dois valore (ΣDmi/DM)

- No caso de não ser possível medir Fda ou de se tratar de um alimentador ainda em fase de projeto,pode-se utilizar os resultados de outros alimentadores que tenham características semelhantes ou entãoadota-se FDA = 1.3.

A interpolação também pode ser feita entre dois pontos quaisquer, isto é: se for conhecido o fator dediversidade em algum trecho do alimentador pode-se conhecer este fator para os demais trechos e jusante.


Considerando o mesmo circuito da Figura 3.1 e que a demanda máxima do trecho 2 tenha sido medida,registrando-se 650 kVA. O número de consumidores deste trecho é N2 = 9 e a somatória das demandasmáximas é ΣDmi = 870 kVA, portanto:

870FD2 = ------------ = 1,34 650

Para o trecho 1, que atende a dois transformadores, obtém-se

1,34 – 1FD1 = -------------- (2 – 1) + 1 = 1,04

9 – 1

(15 + 100)A demanda máxima neste trecho será -------------------- = 110,6 kVA

1,04

Para o trecho 3, N3 = 5 e ΣDmi = 665 kVA, portanto:

1,34 – 1FD3 = --------------- (5 – 1) + 1 = 1,17, e

9 – 1 ΣDmi 665

DM = ------------ = --------- = 568,4 kVA, é a demanda máxima do trecho 3. FD 1,17

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Os procedimentos até aqui desenvolvidos se aplicam a redes equilibradas, ou melhor: circuitos trifásicosalimentando cargas ou transformadores trifásicos. Supõe-se que as cargas ou transformadores monofásicosque existam conectados à rede, estejam distribuídos de maneira equilibrada entre as três fases dostroncos.

Os ramais monofásicos e o balanceamento de fases são assuntos desenvolvidos no Capítulo 5, item 5.3.

4. CRITÉRIOS PARA O TRAÇADO E O SECCIONAMENTO DA REDE PRIMÁRIA

4.1. TRAÇADO DE TRONCOS E RAMAIS

A definição do traçado de uma rede primária, com os troncos, ramais e sub ramais dependem daconfiguração da rede secundária a ser atendida, ou seja, da localização das ETs, e também da localizaçãodos consumidores atendidos em alta tensão (EPs). Para o caso de troncos são as diretrizes deplanejamento que tem maior peso na definição do traçado, trabalho que de uma maneira geral exige doprojetista bom senso e critério no sentido de se conseguir, confiabilidade, continuidade de serviço emenores custos de instalação. Os critérios que podem ser estabelecidos são gerais, devendo-se, em cadacaso, proceder a uma análise das características particulares do projeto. Serve, portanto como orientação:

- Ramais

• São, praticamente determinados pela localização das ETs e EPs em geral é possível que tenha otraçado mais adequado: paralelos entre si e derivado de um tronco de alimentador. Dependem tambémdo tipo de traçado definido para a rede secundária (X ou H, por exemplo).

• Devem ser evitadas as mudanças de direção, procurando-se o traçado mais retilíneo possível.

• As redes, em maior parte, são dinâmicas e freqüentemente, os ramais se expandem. Neste caso deve-se cuidar para que o fim de um ramal não seja próximo a um tronco de alimentador, sendo maisadequado um seccionamento do circuito com subdivisão do ramal, conforme a figura4.1 mostra demaneira seqüencial.

REDE EXISTENTE

EXPANSÃO DA REDE

Figura 4.1 - Traçado de ramais primários: alternativa (c) é mais adequada que (b)

( c )

ETD

( a )

ETD ETD

( b )


Traçado de ramais primários

Desenho Nº:

Folha:

Data:

1/1

01

NORMA


4 NTBD 2.02-0



• As ligações ao tronco representam um ponto fraco do sistema e, dentro do possível, devem serminimizadas. É preferível ao invés de se criar um novo ramal de pequena extensão que se prolonguemum já existente ( caso isto não conduza à situação descrita no item anterior) ou então se crie um sub-ramal, conforme está exemplificado na figura 4.2

- Troncos

• Para o traçado de troncos de alimentadores aéreos primários deve-se procurar os arruamentos jádefinidos, de preferencia com guias já instaladas, buscando-se a trajetória mais retilínea possível eevitando-se os lugares de difícil acesso ou sujeito a abalroamento. As margens das vias é expressasbem como as faixas de servidão das linhas de transmissão devem ser evitadas: são importantes afacilidade da construção e da posterior manutenção do circuito.

• Os alimentadores não devem percorrer distancias significativas em trajetória paralela e próxima a linhade transmissão, a fim de se evitar as possíveis tensões induzidas.

• Sempre que possível, deve-se tentar uma distribuição uniforme das cargas entre alimentadores,atribuindo-se além disto, regiões de dimensões semelhantes ao diversos alimentadores existentes.

• Deve ser evitada a posteação ao lado de árvores e de marquises avançadas.

• Para segurança de quem executa a manutenção e também para garantir melhor continuidade de serviçono caso de abalroamento, deve-se evitar mais de um alimentador na mesma posteação.

Figura 4.2 - Traçado de ramais primários: alternativa (b) é a mais adequada

( b )

ETD

( a )

ETD


Traçado de ramais

Desenho Nº:

Folha:

Data:

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



• Ainda para garantir a continuidade de serviço no traçado dos troncos de alimentadores deve ser previstaa interligação entre ETDs bem como entre alimentadores. Este requisito para ser atendido depende doadequado seccionamento do circuito.

• Áreas vizinhas não devem ser supridas por alimentadores quem percorram a mesma posteação, nemestar protegidas por um mesmo disjuntor. Isto porque, em geral, são previstas interligações através dechaves de manobra, entre estas áreas, efetuando-se transferências de blocos de carga. Estastransferências entre alimentadores procuram minimizar o número de consumidores afetados porinterrupção de fornecimento, quando da ocorrência de defeitos ou de trabalho de manutenção.

• Os alimentadores rurais devem ser projetados para percorrerem trechos de estradas existentes,normalmente municipais, evitando-se instalações de postes em locais de difícil acesso e os problemasde servidão de passagem em terrenos particulares. Entretanto, em casos de estradas muito sinuosas asestruturas projetadas devem estar alinhadas ou com pequenos ângulos, definindo uma trajetória maisretilínea. Isto permite a construção de vãos longos com postes de altura reduzida, o que é um requisitofundamental ara o barateamento da linha.

• Sempre que possível, deve ser evitada a presença de tronco nos dois lados de uma mesma rua.

• As redes primária e secundária têm neutro comum.

4.2. SECCIONAMENTO

Através de chaves, do tipo faca, os troncos de um circuito primário podem ser sub-divididos, delimitando-seconjuntos de consumidores (ET s e EP s) que se denominam blocos de carga. Atuando nestas chaves demanobra os blocos podem ser transferidos para alimentadores distintos, garantindo-se a continuidade deserviço no caso de desligamento de trecho de alimentador por ocorrência de defeitos ou para manutenção.Mesmo no caso em que uma ETD é desenergizada, podem-se minimizar as interrupções de fornecimentotransferindo-se blocos de carga para outra ETD. Além disso, os pontos de seccionamento permitem o alíviode carga em circuitos sobrecarregados, mediante o remanejamento de blocos.

É interessante, portanto, que se tenha um grande número de trechos manobráveis, o que aumenta aflexibilidade do sistema. Entretanto, as chaves seccionadoras são, elas próprias, causa de aumento daprobabilidade de falha. Cabe ao projetista buscar um compromisso entre estes dois aspectos contraditórios.Pode-se estabelecer critérios gerais para uso destes equipamentos, da mesma forma que para a definiçãodo traçado. Em cada caso, porém, deve ser feita uma análise das condições particulares do projeto.

É interessante notar ainda que os projetos de seccionamento e da proteção tem pontos em comum, sendorecomendável na elaboração de um deles que se faça uma consulta ao de outro tipo, caso este já exista.

- É necessária a chave faca na saída da subestação, em cada circuito e locada antes de ser atendido oprimeiro consumidor. Isto permite que se desenergize todo o circuito ou seja feita uma troca dealimentadores (Figura 4.3).

C3

C3

NF

NFBA

RR

AM

EN

TOETD

Figura 4.3 - Utilização de chaves faca nas saídas dos circuitos


Utilização de chaves faca nas saídas dos circuitos

Desenho Nº:

Folha:

Data:

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- Os vis a vis entre alimentadores, utilizando-se chaves NA, devem contem ao menos dois pontos deseccionamento: o primeiro, esquematizado na Figura 4.4a, é localizado logo no início dos alimentadorese permite a transferência de carga entre alimentadores de uma mesma ETD. O segundo, localizado maisa jusante, permite a interligação entre alimentadores de ETDs distintas, conforme a Figura 4.4 b.

- Os blocos de carga formado pelo seccionamento devem, sempre que possível, ter uma demanda máximaque não ultrapasse 25% da capacidade (térmica) de transporte do alimentador. Por exemplo, no casodos troncos em circuitos de 13,2 kV com cabo 336.4 MCM cabe a cada alimentador uma potência deaproximadamente 6,7 MVA, que correspondente a 75% da capacidade de corrente (390 A). Este critériogarante que cada alimentador pode receber no mínimo um bloco de carga, além dos que lhe cabem emcondições normais, pois a cada bloco correspondem aproximadamente 2,2 MVA (na verdade, acapacidade de condução de corrente do cabo 336.4 MCM, alumínio, é de 430 A . No entanto, os cabossubterrâneos de saída das ETDs – 500 MCM, cobre – tem uma capacidade 390 A que, pode ser ainferior, deve ser adotada para todo o alimentador).

- É importante que as transferências de blocos de carga se processem com, no máximo, duas manobras eque, ao se decidir por uma determinada manobra, sejam observados o limite máximo de queda detensão e o limite térmico dos condutores.

- As manobras de transferência de blocos de carga ou de interligação de alimentadores exigem que seutilizem chaves faca com dispositivos para abertura em carga, conforme pode ser visto nas Figuras 4.3 e4.4. É importante que se possa desfazer uma interligação com os alimentadores energizados,minimizando-se a interrupção de fornecimento.

ETD - 1

NF

( b )

Figura 4.4 - Utilização de chaves faca para interligação de alimentadores

NA NF

ETD - 2

( a )

ETD

NF

NA

NF


Utilização de chaves faca para interligação de alimentadores

Desenho Nº:

Folha:

Data: 01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- Alguns consumidores precisam ter assegurada a continuidade de serviço em nível mais elevado. Nestescasos, não se pode aplacar o critério de seccionamento por potência, uma vez que é imperativa anecessidade de se instalarem as chaves de manobra (Figura 4.5 a). Eventualmente, trechos dealimentadores também fogem ao limite de potência, ou seja, os troncos são seccionados para segarantir a capacidade de manobra, constituindo-se o que pode ser chamado de ponto de manobra (Figura 4.5b).

- Em caráter especial poderão ser previstos ramais com dupla alimentação para atender a consumidoresque requerem alta continuidade de serviço. Com esta configuração, pode-se em condições deemergência, transferir de um alimentador para outro a carga atendida pelo ramal. Entretanto, não éconfiguração usual e deve ser empregada apenas em situação de comprovada necessidade.

NA NF

CONSUMIDOR

( a )

Seccionamento em alimentação em caso de contigência e ponto de manobra

Desenho Nº:

Folha:

Data:


Figura 4.5 - SECCIONAMENTO: ( a ) PERMITE ALIMENTAÇÃO EM CASO DE CONTINGÊNCIA ( b ) PONTO DE MANOBRA

( b )

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



5. ESCOLHA DE CONDUTORES E ANÁLISE DO CARREGAMENTO DA REDE

5.1. ESCOLHA DO TIPO DE CONDUTOR

Os condutores padronizados para uso nas redes primárias da Empresa são os seguintes:

- Cabo de alumínio nu, sem alma de aço, nas bitolas:1/0 AWG 3/0 AWG e 336.4 MCM

- Cabo de alumínio nu, com alma de aço, nas bitolas:1/0 AWG 3/0 AWG e 336.4 MCM

- Cabo de alumínio, semi isolado através de capa de PVC, ou XLPE nas bitolas:1/0 AWG 3/0 AWG e 336.4 MCM

- Cabo pré- reunido de alumínio, isolado em XLPE ou EPR, formação triplex com cabo mensageiro, nabitola 240 mm²

- Cabo isolado, subterrâneo, de cobre, bitola 500 MCM (exclusivamente para as saídas de ETDs).

As principais características dos cabos pré-reunido e semi isolado encontram-se resumidas no Anexo 3. Ascaracterísticas dos cabos de alumínio estão nas tabelas 5.1, 5.2 e 9.2.

Normalmente deverá ser utilizado o condutor nu de alumínio, sem alma de aço, sendo os demais aplicadosem situações especiais:

- Cabo de alumínio nu, com alça de aço: o aço confere maior capacidade de serem suportados osesforços mecânicos que solicitam o condutor. Neste caso tem-se maior segurança contra o rompimentode condutores tornando-os adequados para travessias de rios, rodovias, ferrovias etc. Ou sempre que fornecessário uma tensão (mecânica) sobre os postes acima do limite indicado para o cabo sem alma deaço

- Cabo de cobre: embora não seja padronizado encontra aplicação em pequenas extensões de circuitonos quais o condutor utilizado seja de cobre

- Cabo semi isolado: o revestimento isolante (de PVC ou XLPE), que caracteriza estes cabos dealumínio, tem a finalidade de limitar ou de reduzir as correntes de fuga em casos de contato acidentalcom objetivo de potencial elétrico diferente daquele do condutor. É o caso de um galho de árvore quevenha fazer contato com os condutores da rede.

- Este revestimento também fornece proteção mecânica, mas é bom salientar que não fornece isolação aocabo. Não pode ser utilizado onde haja risco de contato acidental de pessoas ou mesmo de outroscondutores, ocasiões nas quais somente pode ser instalado o cabo isolado. O cabo semi- isoladoencontra aplicação no caso de circuito cruzando regiões arborizadas, evitando que os galhos de árvoreprovoquem curtos-circuitos e desligamentos

- Cabo pré-reunido: deve ser utilizado nos casos em que haja restrições ao uso de redes aéreasconvencionais, tais como

NORMA


4 NTBD 2.02-0



• Nas regiões arborizadas em que a continuidade de serviço seja essencial. O cabo pré-reunido é um caboisolado e portanto fornece melhor proteção do que o semi isolado Entretanto, devido ao custorelativamente elevado, nesta aplicação ele deve ser usado apenas em casos excepcionais, quando sejacomprovadamente necessário

• Nas saídas de ETD ou em outras situações em que seja necessária a passagem de mais do que umcircuito na mesma posteação

• Nos casos em que não seja possível garantir o afastamento mínimo entre fase e massa como, porexemplo, nos locais onde não se consegue o afastamento mínimo de sacadas ou marquises. Aformação triplex deste cabo dispensa, é claro, o espaçamento entre fase e massa.Por ser um cabo triplexado não deve se utilizado em trechos onde exista, ou seja previsível, anecessidade de derivação do circuito.

5.2. DIMENSIONAMENTO DOS CONDUTORES

De acordo com o padrão adotado nas redes da Empresa, para os circuitos aéreos de distribuição primáriaemprega-se:

- Troncos: cabos de alumínio, bitola 336.4 MCM nas fases, com neutro em 3/0 AWG

- Ramais e sub- ramais: cabo de alumínio, bitola 1/0 AWG, nas fases e neutro

A bitola 3/0 AWG pode, eventualmente, atender a uma situação, relativamente rara, em que com o ramalsobrecarregado e sem possibilidade de alívio de carga, não seja conveniente transformá-lo em tronco. Podeser utilizada ainda em alimentadores rurais.

Portanto, como se dispõe de apenas uma bitola para troncos e uma para ramais, não existe propriamenteum dimensionamento de condutores a ser feito. As condições de carregamento dos circuitos é que deverãoser avaliadas através dos critérios normalmente utilizados em dimensionamento.

Apenas na expansão de redes existentes, onde já se empreguem cabos não padronizados (por exemplo:bitola 3/0AWG ou então condutores de cobre) pode-se manter o uso de tais cabos, se esta for a alternativamais conveniente.

Os critérios normalmente utilizados para o dimensionamento de condutores são dois:

- corrente máxima em regime permanente(limite término)

- queda de tensão máxima

Estes critérios estão apresentados a seguir e convém salientar que em nosso caso serão critériosverificativos. Ou seja, para o caso de redes novas, uma vez que se tenha definido o traçado dos troncos eramais com as cargas devidamente locadas, deve-se verificar se o carregamento pretendido não excedeestes dois limites. Caso eles sejam ultrapassados, deve-se estudar uma nova configuração dos circuitos,ou de trechos, com redistribuição das cargas.

Na análise de redes já existentes, ou nos projetos de expansão, através dos mencionados critérios pode-severificar a necessidade de um procedimento de regulação de tensão (Capítulo 7), de um remanejamento deblocos de carga ou ainda de uma eventual troca de bitolas, convertendo-se ramais em troncos.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Quando se pretende, através dos pontos de seccionamento uma manobra de remanejamento de blocos decarga, é essencial que se verifique, antes da manobra ser executada, se aqueles dois limites não serãoultrapassados com a nova configuração de circuito desejada.

Finalmente, existe um terceiro critério, o do carregamento econômico de condutores, que é aplicávelquando se tem um número razoável de bitolas disponíveis (pelo menos, quatro) e que a título de informaçãoe como subsídio para o cálculo de perdas na distribuição de energia está apresentado, de maneiraresumida, no Anexo 4.

5.2.1.CRITÉRIO DO LIMITE TÉRMICO

Os condutores, e de uma forma geral os equipamentos elétricos, tem como característica uma temperaturalimite que não deve ser excedida. Quando submetidos a um sobre aquecimento podem perder suascaracterísticas originais, terem a vida útil reduzida e os pontos mais solicitados termicamente podemapresentar rompimento de isolação e eventualmente serem origem de curto-circuito.

Os materiais condutores (no caso desta norma, alumínio e eventualmente cobre) devem ter, portanto, umvalor máximo para densidade de corrente A/mm² a que serão submetidos. Este valor depende datemperatura limite adotada, a temperatura ambiente, das condições para troca de calor e do regime detrabalho (intermitente ou não).

Na Tabela 5.1. estão os valores das correntes máximas admissíveis para os diversos tipos de condutores ebitolas padronizados (os procedimentos de cálculo utilizados na terminação desta Tabela estão no Anexo5). O projetista, entretanto, não deve utilizar os valores máximos admissíveis mas sim os valores que nãoestão na coluna “corrente máxima de projeto”. Nota-se que estes valores são sempre menores do que osanteriores: os cabos devem ser dimensionados com uma folga de 25% em relação a suas capacidadesmáximas.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



BITOLA CORRENTE (A) AWG / MCM MM² ADM. PROJ.

CONDUTORES DE COBRE *4/0 107,0 400 3002/0 67,4 300 2251/0 53,5 260 1952 33,6 200 1504 21,2 130 976 13,3 100 75

CONDUTORES DE ALUMÍNIO336.4 170,6 (430)

390 292 **3/0 85,0 275 2061/0 53,5 200 1504 21,2 110 82 ***

OBS: * - A serem empregadas apenas em redes existentes onde se utiliza cobre

** - O limite deste cabo é de 430 A, entretanto o cabo subterrâneo utilizado nas saídas de ETD temo limite inferior (390 A) que deve ser adotado

*** - A serem empregados somente em redes rurais.

Tabela 5.1 – Corrente Admissível (limite térmico).

A utilização, em condições normais de operação, de apenas 75% da capacidade de corrente se deve àsmanobras previstas no projeto da rede primária. Conforme o Capítulo 4 os circuitos devem ter flexibilidadepara transferir blocos de carga entre alimentadores, melhorando a continuidade de serviço. Por esta razão,os alimentadores são projetados por reserva de potência.

É claro que os trechos de rede sem possibilidade de manobra podem utilizar a corrente máxima de projetoigual a máxima admissível.

Para se determinar a corrente (máxima) a ser conduzida é necessário o valor da demanda (máxima)passante no trecho em estudo. Este valor de demanda é obtido através dos procedimentos descritos noCapítulo 3. A corrente de fase é obtida dividindo-se a demanda por fase pela tensão de fase. Considerando-se circuito trifásico equilibrado, a expressão a ser utilizada é:

DemandaCorrente = ------------------------------- v3 x (tensão de linha)

O valor de tensão de linha a ser considerada é o nominal do circuito primário. Esta simplificação adotadaevita que se tenha um problema de solução interativa: a corrente absorvida por um transformador, que seatenda a determinada demanda, depende da tensão aplicada a seu enrolamento primário, mas a queda detensão ao longo do circuito de distribuição depende desta corrente.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



5.2.2.CRITÉRIO DA QUEDA DE TENSÃO

A tensão de fornecimento aos consumidores primários deve permanecer dentro dos limites prescritos pelaPortaria número 047/78 do DNAEE. Os limites estabelecidos são os seguintes:

- limite inferior 92,5% da tensão nominal de fornecimento

- limite superior 105% da tensão nominal de fornecimento.

As causas de variações da tensão de fornecimento são duas: flutuações na tensão de saída das ETDs equeda de tensão ao longo dos alimentadores. Ambas, evidentemente, dependem apenas das correntes(módulo e fase) nos diversos trechos da rede e dos parâmetros dos equipamentos utilizados. E variam aolongo do tempo à medida em que se alterem as demandas e os fatores de potência nos diversos trechos.

A queda de tensão da ETD se deve à regulação não nula dos transformadores e à impedância do sistemade transmissão/sub-transmissão na entrada da subestação. A queda de tensão ao longo dos alimentadores(troncos, ramais e sub- ramais) é devida a impedância própria dos cabos e a configuração da rede (mútuasindutâncias). É muito pouco provável que estas duas quedas de tensão estejam em fase, para qualquertrecho de rede (e correspondente transformador) considerado. Entretanto, se estiverem em fase resultaramna maior flutuação de tensão possível. Então, por simplicidade de cálculo adota-se a soma algébrica comosendo a resultante, com a vantagem de se optar a favor da segurança.

Cabe ao projetista cuidar para que a queda de tensão máxima entre o início e o fim de um circuito primárioseja no máximo 5% do valor nominal de fornecimento. Desta forma, a tensão de saída na ETD deve nomínimo ser igual a 97,5% do valor nominal, atingindo-se, num pior caso 92.5% como valor de fornecimentona ponta do circuito o valor máximo de tensão de saída é o mesmo 105% do nominal, admitindo-se que aslinhas de distribuição não tenham como predominante, o efeito capacitivo: ou seja não há possibilidade de atensão de fornecimento crescer à partir da ETD.

O controle da tensão de saída de ETD dentro da faixa de 97.5% a 105% do valor nominal é feito através dacompensação de reativos ou da mudança de relação de transformação (OLTC). Os níveis de tensão aolongo dos circuitos primários de ajuste: as vezes não se consegue a faixa adequada para a tensão de saídada ETD, ou existem trechos sobrecarregados aguardando a execução de um projeto de melhoria. Ametodologia para regulação de tensão está descrita no Capítulo 7.

Na aplicação da metodologia de cálculo que está descrita a seguir, as cargas em MVA são referidas àtensão nominal, não sendo recalculadas para a tensão real do ponto de fornecimento. Isto pressupõe autilização do modelo de carga a corrente constante, o que simplifica em muito os cálculos, sem introduzirerros consideráveis.

5.2.2.1. Cálculo da Queda de Tensão na Rede Primária.

As demandas atendidas pelos alimentadores das redes primárias varia ao longo do dia. Em conseqüência,também variam as quedas de tensão, e é claro que a máxima queda de tensão deva ocorrer no instante demáxima carga.Devido à natural diversidade de carga presente no circuito, nem sempre o instante de máxima demanda doalimentador (ou seja, registrada na saída da ETD) coincide com as máximas de todos os seus ramais, etratá-los um a um para se avaliar todas as tensões de fim de ramal se tornaria um trabalho exaustivo.Então, adotam-se os seguintes procedimentos gerais:

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- a queda de tensão deve ser analisada no instante de máxima demanda do alimentador. As demandas decada consumidor ou de cada ramal devem ser diversificadas para estes instante. Os procedimentos paraobtê-las estão descritos no Capítulo 3: através do fator de diversidade ou através das curvas de carga

- apenas para os pontos mais significativos, isto é aquele onde é mais provável que a tensão esteja forados limites prescritos pelo DNAEE, é necessário que se avalie a queda de tensão. O projetista, baseadoem sua experiência e bom senso, deve escolher estes pontos: em geral serão os fins dos ramais, ousub -ramais, que estejam mais afastados da ETD. Eventualmente, o ponto mais crítico pode ser emalgum ramal mais próximo, porém de grande demanda

- escolhidos os pontos de análise, para cada um deve ser feito um croqui que é o diagrama unificar dotrecho de circuito que une o ponto à ETD. Os consumidores ou ramais fora deste trajeto sãorepresentados, nos respectivos pontos de derivação, por suas demandas diversificadas, isto é sãoconsiderados cargas concentradas nestes pontos

- o circuito em estudo é dividido em vários trechos numerados que tem a bitola, o comprimento e a ordemmarcados no próprio croquis. Duas cargas consecutivas delimitam um trecho. O primeiro trecho se iniciano ponto de análise e o último termina na ETD

- As quedas de tensão em cada trecho serão calculadas através dos coeficientes de queda de tensão(expressos em % MVAxkm) que estão na tabela 5.2. A demanda passante no trecho (expressa emMVA) é a somatória de todas as demandas atendidas a jusante, uma vez que já foi considerada adiversificação de carga para todo o alimentador. O fator de potência para esta demanda deve serestimado pelo projetista

- A queda de tensão desde a ETD até a ponta do circuito é o valor acumulado das quedas nos diversostrechos, e conforme já foi mencionado estas parcelas se somam em fase

BITOLA COEFICIENTE QUEDA DE TENSÃO (%/MAVxkm)AWG/MCM 3.8 kV 6.6 kV 13.2kV 23.0kV 34.5kV

Condutores deCobre

Fp=1,00 fp=0,85 Fp=1,00 fp=0,85 Fp=1,00 fp=0,85 Fp=1,00 fp=0,85 Fp=1,00 fp=0,85

4/0 1.3040 2.3079 .4323 .8424 .1081 .2106 .0356 .0720 .0158 .03202/0 2.0699 3.0250 .6862 1.0801 .1715 .2700 .0565 .0916 .0251 .04071/0 2.6129 3.5182 .8662 1.2436 .2165 .3109 .0713 .1051 .0317 .04672 4.1489 4.88734 6.5332 6.9706 2.1657 2.3880 .5414 .5970 .1783 .1993 .0793 .08866 10.2867 10.2471 3.4100 3.4742 .8525 .8685 .2808 .2888 .1248 .1283

Condutores deAlumínio

336,4 1.3213 2.2453 .4380 .8216 .1095 .2054 .0361 .0703 .0160 .03133/0 2.6385 3.4758 .8747 1.2295 .2187 .3074 .0720 .1039 .0320 .04621/0 4.1877 4.8506 1.3882 1.6852 .3471 .4213 .1143 .1414 .0508 .06294 10.5880 10.4649 3.5099 3.5464 .8775 .8866 .2890 .2947 .1285 .1310

TABELA 5.2

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- a seqüência de cálculos para se avaliar o nível de tensão em um ponto escolhido corresponde a sepreencher a tabela 5.3:

• trecho: indicar o número do trecho de acordo com o croqui

• comprimento: indicar o comprimento do trecho em km

• carga diversificada: indicar a demanda passante no trecho em MVA

• MVA x km: indicar o produto de carga diversificada pelo cumprimento do trecho

• coeficiente: indicara o coeficiente de queda de tensão unitário do condutor, obtido na tabela 5.2

• queda do trecho: indicar o produto do coeficiente pelo MVA x km. Representa a queda de tensãopercentual do trecho

• queda acumulada: indicar a soma das quedas de tensão dos trechos a jusante. Representa a quebra detensão percentual do início do trecho considerado ao final do circuito analisado.

A queda acumulada desde a ETD deve obedecer ao limite superior de 5% e caso contrário deve-se estudaruma nova configuração do circuito, com redistribuição das cargas, ou um procedimento de regulação detensão, conforme já se comentou em 5.2.

Os valores da tabela 5.3 correspondem ao exemplo de cálculo representado na figura 5.1.

TRECHO COMPRIMENTO(km)

CARGADIVERSIFICADA

(MVA)MVA X

km

COEFICIENTE(%MVAxkm)

QUEDA NOTRECHO

%

QUEDAACUMULADA

%

1 2,5 0,069 0,1725 0,2187 0,0377 0,03772 1,5 0,5535 0,8302 0,3074 0,2552 0,29293 0,5 0,6087 0,3043 0,3074 0,0935 0,38644 2,5 0,6777 1,6942 0,3074 0,5208 0,9072

Tabela 5.3

(15 kVA) (100 KVA)

(80 kVA)

(10 kVA)

FIGURA 5.1

0 KVA 69 kVA

55,2 kVA

0 kVA

1,7 Km

# 1/0 AWG

0,2 Km

# 3/0 AWG

0,5 Km1,5 Km

(15 kVA)

0 kVA 69 kVA

(100 kVA)

2 Km BA 2 Km 0,5 Km 0,5 Km

# 3/0 AWG P Q R 0,2 Km # 3/0 AWG

34,5 kVA(50 kVA)

(300 kVA)270 kVA

180 kVA(200 kVA)

0,8 Km

# 1/0 AWG

0,6 Km

A

# 3/0 AWG, fp = 0,85

P R B

69 kVA

Q

55,2 kVA

#3/0AWG

fp=0,85

0,5Km 3 1,5 Km 2

#3/0AWG, fp=0,85

484,5 kVA

#3/0AWG, fp=1,0

69 kVA

14 2,5 Km2,5 Km

( b )

( a )


Figura 5.1

Desenho Nº:

Folha:

Data:

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0




O circuito da figura 5.1 é o mesmo que se o utilizou para exemplificar o cálculo da demanda de passantesem trechos de alimentador (Capítulo 3 Figura 3.1). Entre parêntesis estão os valores de demanda máximade cada transformador e, acima destes, os valores das demandas diversificadas extraídos do exemplo decálculo do item 3.6. São consideradas estas demandas para o instante de máxima carga de todo oconjunto: entre às 13 e às 17 horas, totalizando 677,7 kVA.

Na figura 5.1a está representado o circuito com os valores de demandas, cumprimentos e bitola decondutores. Na parte b desta figura está o croquis adequado para se avaliar a queda de tensão entre ospontos A e B, que resulta em 0,91%.

A tabela 5.2 fornece os coeficientes de queda de tensão. A tensão nominal do exemplo é de 13,2 kV e ofator de potência estimado é de 1.0 para o trecho 1. Para os demais trechos é estimado em 0,85 de vida oua presença das duas indústrias que representam 66% da demanda total.

5.3. Balanceamento de Fases e Cálculo da Queda de Tensão em Ramais não Trifásicos

O padrão adotado é o de se utilizar nos troncos de alimentadores a configuração de circuito trifásico.Entretanto existem derivações monofásicas, ou mesmo áreas atendidas por duas fases mais o condutorneutro.

A existência de transformadores monofásicos conectados à rede geralmente representam um desequilíbriode carga, resultando em correntes desiguais nas três fases do tronco (ou do ramal trifásico), o que podesignificar uma limitação da capacidade de transmissão de energia.

Embora seja o desejável, é difícil de se conseguir que uma rede que atende a demandas crescentes notempo se mantenha equilibrada. Deve se fixar, portanto, uma tolerância para o desequilíbrio de correntes,de maneira que exista um parâmetro indicativo da necessidade de redistribuição das cargas (outransformadores) entre as três fases.

Os procedimentos que estão descritos a seguir constituem uma significação do problema de se determinartensões e correntes em uma rede desequilibrada. A solução deste problema com alto grau de precisãorequer uma análise mais complexa. Naturalmente, nas redes em que esteja implantada o sistema degerenciamento pode-se contar com resultados mais precisos.

5.3.1. Balanceamento de fases.

Os critérios para dimensionamento de transformadores, ou de bancos de transformadores, encontram-se noCapítulo 7 da norma PND 2.1: ”Projeto de rede de distribuição aérea secundária”. Com os transformadoresjá escolhidos o que se procura agora é a melhor forma de conectá-los às três fases, minimizando odesequilíbrio de correntes.

A corrente em cada fase é obtida dividindo-se a potência a ela atribuída pela tensão (nominal) de fase.Este cálculo deve ser feito para o período diurno e para o período noturno, em cada um determinando-se acorrente de desequilíbrio. Esta corrente é definida pela máxima diferença (algébrica) entre correntes de duasfases.

Portanto, supõe–se que as três correntes estejam em fase e se efetua a diferença dos módulos, tomando-se o maior valor encontrado como sendo a corrente de desequilíbrio do circuito trifásico.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



A corrente de desequilíbrio, tanto para a o período noturno quanto para o diurno, deve estar abaixo de 50A.À partir deste valor torna-se necessária a reconfiguração do circuito, podendo-se, entretanto, tolerar umlimite máximo de 80A enquanto não se executa a melhoria projetada.

Cada transformador é considerado fornecendo uma potência nominal. Esta simplificação, juntamente comaquela de se considerarem dois períodos distinto de carregamento (noturno e diurno), eliminam osprocedimentos para diversificação de demandas, descritos no Capítulo 3, e conduzem a uma análise maisimediata:

- Carregamento diurno:

• para a fase em que esteja conectado o transformador de luz, atribui-se a potência (nominal) dotransformador de força

• para a fase em que esteja conectado o transformador de força, atribui-se a potência (nominal) deste.

- Carregamento noturno:

• para a fase em que esteja conectado o transformador de luz, atribui-se a potência (nominal) deste

• para a fase em que esteja conectado o transformador de força, distingue-se dois casos:

• na configuração delta aberto não se atribui potência nenhuma a esta fase

• na configuração delta fechado atribui-se a esta fase 50% da potência (nominal) do transformador (deforça).

Nos projetos de redes novas, ou nas extensões de rede, deve ser efetuada uma análise prévia dascondições de balanceamento. Para os circuitos já existentes, os resultados de medições podem confirmaro desequilíbrio de correntes.

As derivações monofásicas representam um desequilíbrio para os troncos e portanto é estabelecido umlimite de corrente à partir do qual deve ser apresentada mais uma fase a derivação. O valor adotado é de 20A.

Assim sendo, para se atender a determinada região através de um ramal monofásico é necessário que acorrente máxima do ramal seja inferior a 20A . Com o crescimento da demanda pode-se ultrapassar estevalor. Então é necessário que a região passe a ser atendida pela configuração de duas fases mais neutro.Com esta nova configuração a corrente em cada fase diminui. Entretanto, novamente a taxa de crescimentoda demanda pode resultar em corrente de 20 A. A configuração trifásica deve então ser adotada.

Desde que se tenha a configuração trifásica, prevalecem os limites de carregamento já apresentados:corrente máxima de desequilíbrio igual a 50 A, limite térmico de carregamento (Tabela 5. 1) e tensão defornecimento de acordo com a portaria 047/78 do DNAEE.

5.3.2. Cálculo da Queda de Tensão e Ramais e não Trifásicos.

O procedimento para se avaliar a queda de tensão desde a ETD até algum ponto crítico da rede (geralmenteas terminações de ramais) está exemplificado em 5.2.2. Entre outros itens, vê-se ali que a queda de

NORMA


4 NTBD 2.02-0



tensão deve ser calculada através de um coeficiente (%/MVA x km), partindo-se do ponto de análise esomando-se algebricamente as quedas nos diversos trechos até ser atingido o último, o qual pertence aotronco e tem um dos extremos na ETD.Para se avaliar o percentual de queda devido aos trechos de troncos, as entradas atendidas por umdeterminado ramal são concentradas em um único ponto: o ponto de derivação do ramal. As demandas aserem consideradas são as diversificadas para o instante de máxima carga de todo o alimentador, o qualpode ser determinado, por exemplo através dos registros de medições nas saídas das ETDs, ou por outrométodo dos incluídos no Capítulo 3.

Quando se tem derivações trifásicas, adota- se o mesmo procedimento, apenas corrigido de maneiraadequada os coeficientes de queda de tensão: em ramais monofásicos utiliza-se o coeficiente monofásicode queda de tensão: e para as configurações com duas fases mais condutor neutro, o coeficiente bifásico.

Nos ramais que estejam dentro do padrão adotado (mesma bitola para os condutores fase e neutro) estesdois coeficientes podem ser obtidos de maneira imediata à partir da tabela 5.2:

- coeficiente monofásico = 6 x coeficiente trifásico

- Coeficiente bifásico = 2,25 x coeficiente trifásico.

Portanto, o percentual de queda devido a um ramal é obtido através de seu coeficiente (monofásico,bifásico ou trifásico) somando-se as contribuições dos diversos trechos que o compõe. Conhecido o valoracumulado desde o fim do ramal até o ponto de derivação, a parcela devida ao tronco (desde o ponto dederivação até a ETD) é obtida através dos coeficientes (trifásicos) da tabela 5.2, obtendo-se então a quedatotal acumulada, que deve ser inferior a 5%.

Mesmo que o ramal não seja trifásico, a demanda a que atende é representada, para se avaliar a queda notronco, como se fosse uma carga trifásica concentrada no ponto de derivação. Isto está implícito nautilização dos coeficientes da tabela 5.2. É uma simplificação que supõe as três fases igualmentecarregadas e, portanto, com o mesmo percentual de queda de tensão. Os erros introduzidos sãocompensados pelas margens de segurança embutidas nos procedimentos de avaliação de demandas, edesta maneira pode se preservar a simplicidade de cálculo apresentada em 5.2.2.

Se estiverem disponíveis relatórios de um sistema de gerenciamento de redes, pode-se ter acesso aresultados mais precisos, inclusive as quedas de tensão de cada uma das fases.

Os ramais que apresentem bitolas diferentes para a fase e para o neutro devem ter seus coeficientes dequeda de tensão calculadas através das expressões:

- circuitos monofásicos

(RF+RN) cosf + (XF+XN) senf?v% = --------------------------------------------- x 300 (MVAxkm) KV²

- circuitos bifásicos

NORMA


4 NTBD 2.02-0



(RF+0,5RN) cosf + (XF+0,5XN) senf?v% = --------------------------------------------- x 150 (MVAxkm) KV²

onde:

- RF: resistência do condutor fase (ohm/km)

- RN: resistência do condutor neutro (ohm/km)

- XF: reatância do condutor fase (ohm/km)

- XN: reatância do condutor neutro (ohm/km)

- KV: tensão nominal do circuito (KV)

- Cosf : fator de potência.

As resistências e reatâncias a serem utilizadas são os valores de seqüências positiva que se encontram naTabela 6.1. Com estes parâmetros foram calculados os coeficientes trifásicos da Tabela 5.2. A expressãoque originou esta tabela é a de queda de tensão percentual em circuitos trifásicos equilibrados:

- circuitos trifásicos

R cosf + X senf?v% = ------------------------ x 100 (MVAxkm) KV²

Se nas expressões relativas aos circuitos monofásicos e bifásicos for adotada a mesma bitola para oscondutores fase e neutro, ou seja: RF=RN=R XF=XN=X obtém-se o que foi anteriormente enunciado: ocoeficiente monofásico é 6 vezes maior que o trifásico, e o bifásico é 2,25 vezes maior.

6. PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE

6.1. INTRODUÇÃO

Nas redes primárias de distribuição, a fim de se obter a necessária confiabilidade para uma determinadaconfiguração de rede, é necessário locar e especificar dispositivos, que na ocorrência de qualqueranormalidade, garantam a proteção dos equipamentos, bem como a continuidade de fornecimento deenergia para a maior parte dos consumidores.

Os dispositivos de proteção devem ser escolhidos, dimensionados e localizados de tal maneira que, naocorrência de uma falha, atuem de modo seletivo, ou seja, a fração da rede primária a ser desligada deveser mínima.

Evidentemente deve existir também, quando da proteção contra sobrecorrentes, uma racionalização doscustos dos equipamentos utilizados.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Neste Capítulo, serão abordados os aspectos gerais da proteção, sendo que para os casos onde o nível dedetalhamento desejado seja maior recomenda-se a utilização da norma Proteção de Redes de DistribuiçãoAérea (PND 3.1).

6.2. DADOS BÁSICOS PARA O PROJETO DE PROTEÇÃO

Na coleta de dados para se desenvolver o esquema de proteção da rede de distribuição primária deve-selevantar parâmetros ligados ao:

- sistema de transmissão/sub-transmissão

- transformador de saída da ETD

- rede primária

- consumidores.

Em relação ao sistema de transmissão/sub-transmissão, deve ser obtida a potência de curto-circuito (SCC)trifásica do sistema de sub-transmissão, para condições normais de operação (em MVA).

Devem ser obtidos em relação ao transformador de saída da ETD:

a. V1 – Tensão nominal de transmissão/sub-transmissão da ETD (em kV)

b. V2 – Tensão nominal de distribuição primária da ETD (em kV)

c. ST – Potência nominal do transformador (em MVA)

d. ZT(%) – Impedância percentual de curto-circuito do transformador (em %).

Para os trechos dos circuitos de distribuição primária devem ser obtidos os seguintes parâmetros:

- zl: impedância complexa de seqüência positiva, relativa aos trechos considerados (em ohm/km)

- zlo: impedância complexa de seqüência zero, relativa aos trechos considerados (em ohm/km).

Quanto às cargas da rede primária, ou seja, ET s, EP s e até mesmo IP s em alguns casos, é necessárioque se conheça o valor das demandas diversificadas (calculadas conforme Capítulo 3) de modo que setenha o valor da corrente em cada equipamento de proteção em condições normais.

Além disto, é necessário diferenciar tanto os consumidores especiais, como os de muita importância, poisum dos objetivos dos equipamentos de proteção é a continuidade de serviço.

6.3. MAGNITUDE DAS CORRENTES DE FALTA

As correntes de curto-circuito devido a uma falta na rede primária de distribuição dependem, principalmentede:

- distância da ocorrência do defeito em relação à ETD

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- potência de curto-circuito do sistema de transmissão/sub-transmissão que alimenta a ETD

- impedância do transformador da ETD

- característica dos condutores do tronco de alimentador, ramais e sub-ramais

- tipo da falta.

No caso de sistemas de distribuição calculam-se as magnitudes das correntes de curto-circuito devidas àsseguintes faltas:

- curto-circuito trifásico

- curto-circuito dupla fase

- curto-circuito fase-terra.

A partir do cálculo destas correntes podem-se aplicar os critérios de dimensionamento, locação ecoordenação dos equipamentos de proteção.

6.4. CÁLCULO DAS CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO

A determinação das correntes de curto-circuito relativas às faltas trifásicas, dupla fase e fase terra seráfeita a partir das expressões a seguir onde, por convenção, todas as grandezas complexas utilizarãocaracteres minúsculos e as grandezas escalares caracteres maiúsculos.

Para o cálculo das correntes relativas às faltas anteriormente citadas considera-se que o sistema de sub-transmissão seja representado, através de um equivalente Thevenin, ou seja, um gerador GS de valor V2associado em série a uma impedância complexa zs tal que:

V2²zs = 0 + jZs onde Zs = ----------- (Ohm)

SCC

Além disto, para o transformador da ETD tem-se que:

zt = 0 + jZT

Onde,

V2² ZT (%)ZT = -------- x ----------- (Ohm)

ST 100

Na obtenção dos valores de zl e zlo deve-se consultar a Tabela 6.1, a fim de se calcular as impedânciasdos trechos de circuito.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



TENSÃO 3.8 KV – CIRCUITO SIMPLESBITOLA (AWG/MCM) Ohms/kmFASE NEUTRO MONO-ATERRADO MULTI-ATERRADO

BIT MT BIT MTR1 X1

RO XO RO XOCONDUTORES DE COBRE

4/0 CU 1/0 CU .1883 .3288 .3659 2.0750 .4926 1.41392/0 CU 4 CU .2989 .3469 .4766 2.0930 .7396 1.66911/0 CU 4 CU .3773 .3556 .5549 2.1017 .8179 1.67782 CU 6 CU .5991 .3730 .7768 2.1191 1.0358 1.84254 CU 6 CU .9434 .3885 1.1211 2.1347 1.3801 1.85806 CU 6 CU 1.4854 .4121 1.6630 2.1583 1.9221 1.8816

CONDUTORES DE ALUMÍNIO336,4 AL 3/0 AL .1908 .3076 .3684 2.0538 .5039 1.38473/0 AL 1/0 AL .3810 .3380 .5586 2.0842 .7783 1.51861/0 AL 4 AL .6047 .3539 .7823 2.1001 1.0417 1.83254 AL 4 AL 1.5289 .4016 1.7065 2.1478 1.9659 1.8802

TABELA 6.1 – IMPEDÂNCIA DE SEQUÊNCIA ZERO E POSITIVA

NORMA


4 NTBD 2.02-0



TENSÃO 3.8 KV – CIRCUITO DUPLOBITOLA (AWG/MCM)FASE NEUTRO

Ohms/km

BIT MT BIT MT R1 X1 RO XOCONDUTORES DE COBRE

4/0 CU 1/0 CU 0.1883 0.3249 0.4850 1.43282/0 CU 4 CU 0.2989 0.3464 0.7276 1.68471/0 CU 4 CU 0.3772 0.3554 0.8051 1.69374 CU 6 CU 0.9432 0.3905 1.3689 1.87186 CU 6 CU 1.4851 0.4120 1.9108 1.8933

CONDUTORES DE ALUMÍNIO336,4 AL 3/0 AL 0.1901 0.3075 0.4943 1.4108 3/0 AL 1/0 AL 0.3787 0.3379 0.7643 1.5415 1/0 AL 1/0 AL 0.6015 0.3554 1.9871 1.5590 1/0 AL 4 AL 0.6015 0.3554 1.0299 1.8471 4 AL 4 AL 1.5218 0.3905 1.9496 1.8796


NORMA


4 NTBD 2.02-0



TENSÃO 6.6 kVBITOLA (AWG/MCM) Ohms/kmFASE NEUTRO MONO-ATERRADO MULTI-ATERRADO

BIT MT BIT MTR1 X1


4/0 CU 1/0 CU .1883 .3927 .3659 1.9472 .4745 1.34252/0 CU 4 CU .2989 .4108 .4766 1.9653 .7121 1.57561/0 CU 4 CU .3773 .4195 .5549 1.9740 .7904 1.58434 CU 6 CU .9434 .4524 1.1211 2.0069 1.3545 1.75176 CU 6 CU 1.4854 .476 1.6630 2.0305 1.8965 1.7753



NORMA


4 NTBD 2.02-0




BIT MT BIT MTR1 X1





NORMA


4 NTBD 2.02-0



TENSÃO 23 kVBITOLA (AWG/MCM) Ohms/kmFASE NEUTRO MONO-ATERRADO MULTI-ATERRADO

BIT MT BIT MTR1 X1





NORMA


4 NTBD 2.02-0




BIT MT BIT MTR1 X1





VGS = V

Gs A

B C D

EF G

FIGURA 6.1 - DIAGRAMA UNIFILAR

Z ( ) Z ( )

Z ( )

Figura 6.1 - Diagrama unifilar

Desenho Nº:

Folha:

Data:


~

EG

CEBF

Z ( )CDBC

Z ( )AB

Z ( )Z ( )ts

Z ( )2

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



6.4.1. Obtenção da Corrente de curto-circuito Trifásico

Para o cálculo da corrente de curto-circuito devido a uma falta trifásica, adota-se impedância de defeito iguala zero.

Deste modo a corrente será dada através do quociente da tensão de fase pela impedância equivalente dosistema no ponto de defeito, ou seja:

V2 x 10³ICC3ø = -------------- [A] v3 Zeq

Logo, para o cálculo de corrente de falta deve-se determinar o módulo da impedância complexa equivalente(zeq) vista no ponto de falta.

Tem-se que:

Zeq = req + j xeq, onde:

- req: somatória das resistências ôhmicas dos trechos do circuito, partindo-se do ponto do defeito até ogerador GS

- xeq: req somatória das reatâncias indutivas dos trechos do circuito, partindo-se do ponto do defeito até ogerador GS.

Determina-se o módulo de zeq (Zeq) através da expressão:

Zeq = vreq² + xeq² [ohm]

O valor da corrente de curto-circuito trifásico será igual a:

V2 x 10³ICC3ø = ------------- [A] v3 x Zeq

Na rede da Figura 6.1 para o ponto E tem-se:

Zeq = zs + zt + zAB + zBC + zCE

Sendo que:

ZAB = zl (AB). l (AB)

ZBC = zl (BC). l (BC)

ZCE = zl (CE). l (CE)

Os valores zl (AB), zl (BC) e zl (CE) em ohm/km são obtidos na Tabela 6.1, a partir do tipo do caboutilizado no trecho.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Tem-se que lab., Lbc e lce são respectivamente os comprimentos (em km) dos trechos.

6.4.2. Obtenção da Corrente de curto-circuito Dupla Fase

O procedimento de cálculo da corrente de curto circuito dupla fase (lcc-00) é semelhante ao utilizado noitem anterior, sendo entretanto calculado pela expressão:

V2 x 103 v3Icc-øø = -------------- = ------ lcc-3ø [A] 2 x Zeq 2

6.4.3. Obtenção das Correntes de curto-circuito Fase-Terra

Neste item serão estudados somente faltas envolvendo a terra em circuitos primários alimentados portransformadores com ligação delta/estrela-aterrada, configuração mais comum nas ETDs.

Outros tipos de ligação são abordados na norma de Proteção de Redes Aéreas de Distribuição (PND 3.1).

Deste modo, em qualquer ponto da rede primária, vale a seguinte expressão:

v3 V2 x 10³Icc-0T = ------------------------------------------- [A] 2(zs+zt+zl) + zlo + zto + 3zf

onde:

- zs e zt são calculadas conforme itens anteriores

- zl é a somatória das impedâncias de seqüência positiva desde a barra da ETD- até o ponto do defeito

- zto é a impedância complexa de seqüência zero, valor em ohm, do transformador da ETD. Pode-seassumir que zto = 0.85 zt, para o caso de unidades trifásicas, de núcleo envolvido

- zlo é a impedância complexa de seqüência zero, obtida da Tabela 6.1 de modo análogo à impedância zl

- zf é a impedância complexa de falta, tendo, para as redes primárias de distribuição, natureza resistiva,ou seja, parte complexa nula, variando entre 0 e 20 ohm.

Deste modo, pode-se obter dois níveis de curto fase-terra

- Icc-ØT máximo para Zf = 0- Icc-ØT máximo para Zf = 20 ohm.

6.5. EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Na rede de distribuição primária da Empresa, com o objetivo e garantir a continuidade do fornecimento deenergia elétrica aos consumidores, utilizam-se basicamente os seguintes equipamentos de proteção:

- Chave Fusível: dispositivo constituído de uma porta fusível e dema8is partes, destinado a receber umelemento fusível. Tem como função a interrupção dos circuitos elétricos na ocorrência de sobrecorrentes.A interrupção será feita através da fusão do elo, sendo o tempo dependente da magnitude desobrecorrente.

- Religador Automático: dispositivo destinado a interromper e efetuar religamento de circuitos elétricoscom características de operação rápida ou temporizada

- Seccionalizados Automático: dispositivo com capacidade de fechamento em condições de curto-circuitoe abertura em carga, projetado para operar de forma coordenada com religadores automáticos ou mesmocom disjuntores equipados com relés de religamento.

- Relé de Sobrecorrente: dispositivo capaz de supervisionar as correntes elétricas dos circuitos,comandando um ou mais disjuntores quando esta corrente ultrapassar um valor pré-fixado.

6.6 LOCAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS

6.6.1. Geral

O sistema de proteção dos circuitos aéreos de distribuição é constituído de dispositivo de proteção contrasobrecorrentes que estando coordenados entre si deverão possibilitar um grau satisfatório de continuidadede serviço do fornecimento de energia elétrica.

A locação dos elementos de proteção possui papel fundamental no tocante à:

- Continuidade de serviço do sistema

- Avaliação da viabilidade do esquema de proteção adotado em função do custo do mesmo ecaracterísticas das cargas a serem protegidas.

Os critérios a seguir prescritos tem o objetivo de orientar a escolha inicial e a localização dos equipamentosde proteção, definindo-se alternativas possíveis para cada circuito.

6.6.2. Critérios para Localização dos Elementos de Proteção

6.6.2.1. Saídas dos Circuitos Provenientes das ETDs

Tais circuitos são protegidos por disjuntores comandados por três relés de sobrecorrente, sendo dois defase e um de neutro, havendo também, normalmente, um relé de religamento.

Os relés de fase atuam sobre a bobina de desligamento do disjuntor para curto-circuito entre fases ou entrefases e terra.

O relé de neutro atua sobre a bobina de desligamento do disjuntor para defeitos a terra.

O relé de religamento tem como função religar o disjuntor após a abertura do mesmo devido à ocorrência desobrecorrentes. Poderá haver um ou mais religamentos.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Tal esquema de proteção é adotado para maioria das ETDs.

Nos casos particulares de subestações alimentadas diretamente em tensão de distribuição, a proteção desaída dos circuitos poderá ser constituída por um religador automático.

6.6.2.2. Locação de Religadores, Seccionalizadores e Chaves Fusíveis

Serão utilizados nos circuitos aéreos de distribuição primária os critérios de locação apresentados naTabela 6.2, que aparecem codificados por letras (A,B,C.......).

A Tabela 6.2 apresenta critérios de escolha dos equipamentos de proteção, com possibilidade de opçãoentre os mesmos. A escolha deve ser feita em função da importância do circuito e dos consumidoresatendidos, assim como da disponibilidade dos equipamentos mais sofisticados, como religadores eseccionalizadores.

Acerca dos critérios apresentados valem as seguintes observações:

- nos troncos deve ser evitada a aplicação de dispositivos de proteção, podendo porém ser aceita nos casos dos critérios A e B

- caso seja usado religador em trecho sujeito a inversão de fluxo de potência, é obrigatória a instalação dechave seccionadora de contorno (by-pass)

- deve-se evitar:

. emprego de religadores em série

. emprego de religadores e chaves fusíveis em ramais interligáveis

- não é necessária a limitação do número de chaves fusíveis em série deve-se verificar que hajaseletividade entre os elos para os níveis de curto previstos

- em relação às entradas primárias (critério H) as chaves fusíveis são usadas até 140 A, devido àsdificuldades de coordenação de elos de corrente superior. Para casos de correntes mais elevadas, deve-se usar chave seccionadora apenas com a finalidade de manobra.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



CRITÉRIO SITUAÇÃO EQUIPAMENTO

A

Início de trechos extensos, onde o nívelmínimo de curto seja insuficiente parasensibilizar o dispositivo de proteção dereta-guarda.

Religador ou Fusível

B

Logo após cargas de grande importância,e cuja continuidade de serviço deva serelevada, caso o circuito a seguir sejaextenso.

Religador, Seccionalizador ouFusível

C

Início de ramais que alimentem cargasclassificadas como especiais ou degrande importância.

Religador ou Seccionalizador

DInício de ramais de certa importância, quesupram áreas sujeitas a alta incidência defalhas temporárias.

Religador ou Seccionalizador

EInício de ramais ou sub-ramais comextensão superior a 150m., nãoclassificáveis nos critérios C ou D.

Fusível

FInício de ramais ou sub-ramais comextensão inferior a 150m. mas queestejam sujeitos a alta incidência defaltas.

Fusível

G Meio de trechos extensos protegidos porreligador no início.

Fusível

H Entrada primária com corrente nominal até140A

Fusível

I Estação transformadora (ET) Fusível

J Banco de Capacitores Fusível

TABELA 6.2 – Critérios para Locação de Equipamentos de Proteção

6.7 CRITÉRIOS DE COORDENAÇÃO DA PROTEÇÃO

6.7.1. Coordenação Fusível – Fusível

A coordenação entre dois fusíveis é verificada quando o tempo máximo de interrupção do elo protetor émenor que o tempo mínimo de fusão do elo protegido, devendo ser ainda respeitado um intervalo desegurança entre os eventos.

Na Tabela 6.3 estão indicados os valores máximos de corrente de curto-circuito para as quais hácoordenação entre fusíveis do tipo K.

6.7.2. Coordenação Relé - Fusível

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Para a análise da coordenação entre relé e fusível é necessário que se divida as faltas que ocorrerão ajusante do elo em duas categorias:

- faltas da natureza transitória

- faltas da natureza permanente.

Pela própria natureza dos dois equipamentos o elo fusível deve atuar preferencialmente para defeitos denatureza permanente, ficando para o relé de sobrecorrente as faltas de natureza transitória, devido a açãodo relé de religamento.

Deve-se frisar que os relés de sobrecorrente após o religamento tem seu elemento instantâneo inibido, ouseja, somente atuará o elemento temporizado.

FUSÍVELLADOCARGA

FUSÍVEL LADO FONTE

8k 10k 12k 15k 20k 25k 30k 40k 50k 65k 80k 100k 140k 200k6k - 190 350 510 650 840 1060 1340 1700 2200 2800 3900 5800 92008k 210 440 650 840 1060 1340 1700 2200 2800 3900 5800 9200

10k 300 540 840 1060 1340 1700 2200 2800 3900 5800 920012k 320 710 1050 1340 1700 2200 2800 3900 5800 920015k 430 870 1340 1700 2200 2800 3900 5800 920020k 500 1100 1700 2200 2800 3900 5800 920025k 660 1350 2200 2800 3900 5800 920030k 850 1700 2800 3900 5800 920040k 1100 2200 3900 5800 920050k 1450 3500 5800 920065k 2400 5800 920080k 4500 9200

100k 2000 9100140k 4000

Os valores indicados correspondem às correntes de curto-circuito máximo para as quais há coordenação.

TABELA 6.3 – COORDENAÇÃO ENTRE FUSÍVEIS TIPO K

Observando-se a Figura 6.2, pode-se definir em relação à coordenação entre relé e elo fusível as seguintesmagnitudes de corrente:

- I1: menor valor de corrente de curto-circuito em que o tempo de interrupção do fusível é menor que otempo de operação do relé temporizado

- I2: maior valor de corrente de curto-circuito em que o tempo de operação do elemento instantâneosomado ao tempo de interrupção do disjuntor é menor do que o tempo mínimo de fusão do elo fusível.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- I3: corrente mínima de disparo de relé instantâneo de sobrecorrente.

Na Figura 6.2 ficam definidas quatro regiões

- Para correntes entre I1, tem-se seletividade, visto que o fusível sempre atuará antes do elementotemporizado, entretanto neste tipo de atuação não há distinção quanto a natureza da falta.

- Para correntes entre I3 e I2 tem-se a melhor faixa de funcionamento, pois caso o defeito seja transitóriotem-se a ação do elemento instantâneo do relé, que extinguirá a falta. Se o defeito for de naturezapermanente o relé instantâneo atuará e no religamento o fusível isolará somente a área afetada, antes daação do elemento temporizado.

F

CCI

CARGA

D

5051

5051

N

79

t

51N

50N

IAJN IAJF I1 I3 I2ICC

51

50

1

2

3

t1

t1> 0.2 seg.

FONTE ETD

I

Coordenação relé

Desenho Nº:

Folha:

Data:


Figura 6.2 - Coordenação relé - elo fusível

01

1/1

Legenda:

51 – Elemento temporizado do relé de sobrecorrente de fase51N – Elemento temporizado do relé de sobrecorrente de neutro1. – Elemento instantâneo do relé de sobrecorrente da fase50N – Elemento instantâneo do relé de sobrecorrente de neutro50 – Relé de religamento79 – Curva de fusão tempo total elo fusível/ F80 – Curva de fusão tempo mínimo elo fusível/ F81 – Curva de dano dos condutores ou equipamentosl1 l2 – Intervalo de coordenação entre relé de fase e elo fusívell1 – Limite mínimo de coordenaçãol2 – Limite máximo de coordenação

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- Correntes superiores a I2 fazem com o que o fusível e o relé instantâneo atuem conjuntamente. Atravésdo religamento a área não afetada volta à condição normal, visto que na ação do fusível o ponto ondeocorreu a falta fica isolado.

Uma vez que calculadas as faltas a jusante do fusível, deve-se evitar que a corrente de curto de menormagnitude seja inferior a I1, pois esta é a única região onde não há coordenação.

Observando-se que a faixa ente I3 e I2 é aquela que oferece a melhor coordenação entre relé e fusível(devido ao religamento), deve-se fazer com que, na medida do possível, todas correntes de falta a jusanteestejam nesta faixa.

No entanto, quando este critério levar ao uso de fusíveis de valores elevados, prejudicando a proteção docircuito, considerando-se apenas a seletividade entre o fusível e o relé temporizado.

A Tabela 6.4 (Coordenação do Relé de Fase – Fusível) e a Tabela 6.5 (Coordenação do Relé de Neutro –Fusível) foram elaboradas para o relé CO-8 (Westinghouse) com o objetivo de facilitar o procedimento dedeterminação da coordenação entre relé e fusível.

Para estas Tabelas foi considerado:

- tempo de atuação do elemento instantâneo igual a um ciclo- tempo de interrupção do disjuntor de oito ciclos

No uso destas tabelas deve-se salientar que:

- as colunas com indicação NC mostram que não há coordenação entre relé e fusível

- nas colunas indicadas com um traço, tem-se que a curva do relé não cruza com a do fusível, ou seja, olimite mínimo de coordenação (I1) depende exclusivamente do fusível

RELÉ TIPO CO-8 WESTINGHOUSEAJUSTE DE FASE TC = 120/1 TAP 5 A AJUSTE DE FASETEMPORIZAÇÃO

(ALAVANCA)0,5 1,0 1,5 2,0 TEMPORIZAÇÃO

(ALAVANCA)FUSÍVEIS I1 (A) I2 (A)

25 K - - - - 29030 K - - - - 37040 K - - - - 46050 K - - - - 60065 K - - - - 75080 K - - - - 1.000100 K - - - - 1.300140 K 900 - - - 2.000200 K NC 2.000 1.400 1.200 3.200

Esta Tabela foi elaborada considerando –se um tempo total de desligamento do circuito (tempo de atuaçãorelé + disjuntor) de 9 ciclos.

TABELA 6.4 - COORDENAÇÃO RELÉ DE FASE - FUSÍVEIS

NORMA


4 NTBD 2.02-0



RELÉ TIPO CO-8 WESTINGHOUSEAJUSTE NEUTRO TC = 120/1 TAP 1,5 A AJUSTE NEUTROTEMPORIZAÇÃO

(ALAVANCA)0,5 1,0 1,5 2,0 TEMPORIZAÇÃO

(ALAVANCA)FUSÍVEIS I1 (A) I2 (A)

25 K - - - - 29030 K - - - - 37040 K - - - - 46050 K 400 - - - 60065 K NC - - - 75080 K NC 600 400 350 1.000100 K NC 1.000 600 500 1.300140 K NC NC 1.700 1.400 2.000200 K NC NC NC 2.800 3.200

Esta Tabela foi elaborada considerando –se um tempo total de desligamento do circuito (tempo de atuaçãorelé + disjuntor) de 9 ciclos.

TABELA 6.5 COORDENAÇÃO RELÉ DE NEUTRO - FUSÍVEL

Para casos onde não seja possível utilizar as Tabelas 6.4 e 6.5, a fim de se garantir que o fusível interrompao circuito antes da ação do elemento temporizado é interessante que exista uma diferença mínima de 0,2seg entre a curva do elemento temporizado do relé e a curva do tempo total de interrupção do elo fusível,conforme mostra a Figura 6.2.

7. COMPENSAÇÃO DE REATIVOS E REGULAÇÃO DA TENSÃO

7.1. Introdução

Procura-se manter as tensões e fluxos de reativos nas redes dentro dos limites adequados utilizando osrecursos normais da própria metodologia de planejamento e projeto de sistemas elétricos.

Existem situações, no entanto, onde tal procedimento não é suficiente. Utilizam-se, então, recursosespeciais que os resumem, basicamente, na aplicação de bancos de capacitadores e reguladores detensão.

7.2. Roteiro para Aplicação de Banco de Capacitores e Reguladores de Tensão.

Fluxo de reativos indesejável na rede pode ser detectado pelo fator de potência.

Um circuito pode, então, apresentar problemas por queda de tensão, por fator de potência baixo, ou ambos.As soluções em tais casos são buscadas na seguinte ordem:

a) Circuito com fator de potência baixo:

- aplicação de banco capacitores.

b) Circuitos com fator de potência baixo e queda de tensão fora dos limites aceitáveis:

- aplicação de banco de capacitores

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- aplicação de reguladores de tensão, caso ainda necessário

c) Circuitos com fator de potência acima do limite mínimo aceitável e queda de tensão fora dos limitesaceitáveis:

- aplicação de regulador de tensão

- divisão de circuito

7.3. Tipos de Bancos de Capacitores e Potência Padronizadas

7.3.1. Tipos de Bancos de Capacitores

De acordo com a forma de ligação e operação, os bancos podem ser classificados como:

- Diretos ou fixos

- Automáticos

Os diretos são ligados diretamente no circuito primário através de equipamento de proteção e manobra(chave fusível). São também chamados de fixos porque funcionam permanentemente na rede.

Os automáticos são acionados através de equipamento automático acoplado à chave a óleo. Oacionamento pode ser feito em horário pré-estabelecido (relé de tempo) ou numa determinada referência detensão (relé conjugado). Esses bancos encontram-se instalados em circuitos primários de 3,8 kV – 6,6 kV– 13,2 kV.

Os bancos de capacitores trazem os seguintes benefícios para a rede.

- Diminuição das perdas no alimentador

- Melhoria no fator de potência

- Aumento da disponibilidade de carga do sistema

- Elevação do nível de tensão

Os bancos automáticos provocam um benefício adicional o que é regulação de tensão. Os automáticos comcomando de tempo só podem ser usados em circuitos com ciclo de carga bem definido. E os automáticoscom comando de tempo x tensão (relé conjugado) permitem faixas de regularização diferentes nos períodosde carga leve e pesada.

Na BANDEIRANTE, os circuitos aéreos primários de 3,8 kV – 13,2 kV – 23 kV recebem bancos decapacitores ligados em estrela com neutro aterrado, enquanto que os de 6,6 kV recebem bancos ligadosem delta, conforme esquema de ligação mostrado na Figura 7.1.

7.3.2 Fusíveis para Proteção de Bancos de Capacitadores

A tabela 7.1 mostra as potências dos bancos de capacitores utilizados, com as unidades básicas paramontagem dos mesmos, bem como as capacidades dos fusíveis recomendados para a sua proteção.

CAPACITORES

B.C. DE 600 KVARS

Linh

a

Linh

a

Linh

a

N.G

B.C. DE 600 KVARS

Linh

a

Linh

a

Linh

a

FIGURA 7.1 - ESQUEMAS DE LIGAÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES

Figura 7.1 - Esquemas de ligação de bancos de capacitores

Desenho Nº:

Folha:

Data:


DELTAPara: 6,6 KVsem aterramento

ESTRÊLAPara: 3,8 KV_13,2 KV e 23 KVcom aterramento

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



FUSÍVEL (K)

UNIDADE (kVAR)TENSÃOENTRE FASESDO CIRCUITO

(kV)

LIGAÇÃO DOBANCO

POTÊNCIA DOBANCO(kVAR)

15 25 100 P 200

CORRENTE MIM.DE CURTO-CIRC.

(A)

3,8 Estrelaaterrada

135180270

300 P360540

600 P

2530 (40).

..

..

..

..

..

..

---

50 (Z1)--

..

---

50--

100 (Z1)

------

100

250300 (400)

-500

--

1000

FUSÍVEL (K)

UNIDADE (kVAR) CORRENTE MIM.DE CURTO-CIRC.

(A)

TENSÃOENTRE FASESDO CIRCUITO

(kV)

LIGAÇÃO DOBANCO


25 100 200

6,6 delta 300600

30-

30 (40.)65

-65

300 (400)650

FUSÍVEL (K)


(A)


(kV)

LIGAÇÃO DOBANCO


50 100 200 P

13,2 Estrelaaterrada

300600 P900

1200 P

1530

..

..

15(20*)30(40*)

5065

-30 (40.)

-65

150 (200)300 (400)

500650

FUSÍVEL (K)


(A)


(kV)

LIGAÇÃO DOBANCO


100 200

23 Estrelaaterrada

600 P1200 P

20 (25 .)40 (50 .)

20 (25 .)40 (50 .)

200 (250)400 (500)

NORMA


4 NTBD 2.02-0



TABELA 7.1 –Fusíveis, Bancos e Unidades de Capacitores Utilizados na Empresa (veja as observações napágina seguinte).

Observações sobre a Tabela 7.1

- Os valores nominais dos elos fusíveis não assinalados com a notação (Z1) implicam em proteção dasunidades dos bancos de capacitores dentro da zona segura (probabilidade de ruptura entre 0 e 100%).

- Quando houver necessidade de formar um banco de capacitadores com elementos diferentes, devem serutilizados dois fusíveis que protejam o elemento de menor capacidade.

- Para um eficiente desempenho dos elos fusíveis na eliminação de defeitos nos capacitores érecomendável que os níveis de curto-circuito fase-fase (na ligação triângulo) e fase-terra (na ligaçãoestrela) não sejam inferiores a 10XINOM.

* : Utilizados em casos freqüentes de queima de fusíveis.

**: Não se recomenda o banco com fusível de grupo

Z1: Zona 1 de probabilidade de ruptura do tanque do capacitor na ocorrência de curto- circuitos internos aomesmo (probabilidade entre 10 e 50% - utilizável em lugares onde a ruptura da caixa e/ou escorrimento dolíquido não causar dano – conforme norma NEMA ).

P: potência padronizada da unidade ou do banco.

7.4. Locação e Dimensionamento de Bancos de Capacitores

Apresenta-se a seguir duas metodologias para aplicação de bancos de capacitores em redes. Uma visa aminimização das perdas e a outra tem por objetivo manter as tesões nas faixas admissíveis.A solução técnico- econômica ótima seria uma combinação dessas metodologias que procuraria minimizara função curto anual, levando em consideração o problema técnico (tensões adequadas) e o econômico(redução das perdas até o ponto de mínimo custo global).

7.4.1. Critérios para Minimização das Perdas

Como a demanda reativa da carga é variável, torna-se necessária a locação de bancos de capacitores fixoso automático.

Devem-se dispor dos perfis de carga reativa do circuito primário, tanto na condição de carga mínima (leve)como na carga máxima (pesada).

Primeiramente são locados os capacitores fixos, de modo a compensar o perfil de reativos em cargamínima ao longo do alimentador. O critério neste caso é trazer o perfil o mais próximo possível daquelecorrespondente à carga reativa mínima.

A seguir são locados os capacitores automáticos, de modo a compensar o perfil de carga máxima, já selevando em conta o efeito dos capacitores fixos. Essa compensação deve ser feita até que seja atingido ovalor de fator de potência desejado e/ou até a redução das perdas elétricas alcanço níveis pré-estabelecidos.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Três regras básicas devem ser observadas nessa localização:

- A elevação de tensão com a entrada em operação de um banco automático não deve ser superior a 2,5%ou à largura de faixa do comando de tensão:

- A distância mínima entre bancos (medida através de rede principal) deve ser calculada, procurando-seminimizar os efeitos da corrente de “inrush”. Recomenda-se afastamentos mínimo de 500 m entre osbancos de capacitores

- Evitar instalação de banco de 1200 kVAR após religador. Se necessário, dividir em dois bancos decapacitadores de 600 kVAR e defasar no tempo seus chaveamentos.

7.4.1.1.Exemplo de Aplicação

Este exemplo ilustra o processo de determinação das potências dos bancos de capacitores a sereminstalados e da sua localização preliminar no circuito primário, cujos perfis de carga são mostrados para ascondições de carga mínima (Figura 7.2 – perfil a) e carga máxima (Figura 7.3 0 perfil a´).

Inicialmente são locados os bancos do tipo direto, procurando-se compensar todo perfil de carga relativa nacondição mínima carga (Figura 7.2.).

O total a ser compensado é 2.500 kVAR.

O perfil “a” mostra que existe carga reativa concentrada de 700 kVAR no final do circuito. Instala-se entãoum banco direto de 600 kVAR no ponto A, obtendo-se o perfil compensado “b”.

0,6

1,2

0,6

0,7

0,6

C B A

Compensação reativa na condição de mínima carga

Desenho Nº:

Folha:

Data:


MVAr

1

2

0

5

3

4

Perfil a

Perfil b

Perfil c

Perfil d

2,5

600 kVArDir.

FIGURA 7.2 - COMPENSAÇÃO REATIVA NA CONDIÇÃO DE MÍNIMA CARGA

1200 kVArDir. Dir.

600 kVAr

DISTÂNCIA

01

1/1

E C

1,2 0,

6

0,9

1,2

Compensação reativa na condição de máxima carga

Desenho Nº:

Folha:

Data:


Figura 7.3 - Compensação reativa na condição de máxima carga

MVAr

0

5

3

2

4

1

Aut.1200kVAr

Dir.600kVAr

Dir.600kVAr

Aut.1200 kVAr

Dir.1200 kVAr

Perfil c'

Perfil b'

Perfil a'

4,86

2,46

Distancia

ADB

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



A seguir, como há um trecho do circuito com carga distribuída de maneira aproximada uniforme, pode-seinstalar um banco direto de 1.200 kVAR no ponto B conforme mostrado na Figura 7.2, obtendo-se o perfil c.

Finalmente, instala-se um outro banco direto de 600 kVAR no ponto C, resultando o perfil d.

Conforme pode ser observado no perfil d, o efeito final resistivo foi conseguido.

O passo seguinte é a instalação dos bancos automáticos a partir do perfil de carga reativa na condição demáxima carga. (Figura 7.3).

O perfil a’ refere-se à carga reativa sem os bancos diretos. Com a instalação dos bancos diretos obteve-se operfil b’. O critério atual da empresa é buscar o fator de potência unitário também para a carga máxima. Porisso, neste exemplo, o total a ser compensado por meio de bancos automáticos é 2460 kVAR.

A instalação de dois bancos automáticos de 1200 kVAR nos pontos D e E permite a obtenção do perfil c’,com efeito final resistivo.

7.4.2 Critérios para Controle de Tensão

A locação e dimensionamento de bancos dos capacitores para controle de tensão é dividida em duasetapas:

1) Na situação do carga pesada (máxima), definem-se os pontos e as potências dos bancos decapacitores de forma a trazer as tensões da rede a valores aceitáveis, com critérios a serem vistos aseguir.

2) Definindo o suporte reativo, analisa-se a situação de carga mínima (leve) com respeito às tensões. Ondea tensão for superior à máxima aceitável, procura-se passar para o banco de capacitor automático amínima potência reativa necessária para reconduzir a tensão a valores normais.

A primeira etapa pode ser resumida nos seguintes passos:

1) Determinar o ponto (nó) em que, alocando-se o banco de capacitores, tem-se o máximo ganho detensão.

2) Alocar o banco nosso nó, se possível (problema da flutuação de tensão ou conjunto “carga + banco” comcaracterística capacitiva que não é desejável, embora em alguns casos se aceite).

3) Repetir os passos 1 e 2 até que não se tenha tensões baixas na rede ou até que não seja possívelalocar outros bancos.

O ganho de tensão que se tem num nó genérico P da rede, pelo fato de se locar um banco de potência q(em p. u.) nesse mesmo nó, pode ser calculado, de maneira aproximada por:

(delta V) p = V’ p. q. X p p

Onde:

- (delta V) – acréscimo de tensão (em p. u.) no nó P, causando pela instalação do banco

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- q – potência (emp.u.) do banco instalado em P

- V’p – tensão (emp.u.) do nó P, antes da instalação do banco

- X p p - reatância de entrada (emp.u.) do nó P.

A reatância de linha existente desde a saída do alimentador na ETD até o ponto P é definida como sendo areatância de entrada desse nó. Ou ainda, supondo aredo sem carga alguma à exceção do nó P, a correnteque fluirá da ETD até a carga, “enxergará” uma reatância total de linha que é a própria reatância de entradado nó P.

Os nós que estão no caminho dessa corrente de carga, terão em conseqüência do capacitador colocado nonó P, um ganho de tensão dado por:

(delta V)J = V’ P .q. X J J

Supondo J um nó genérico desse caminho.

Os nós que pertencem aos “ramais “ que saem desse nó genérico J terão o mesmo ganho do nó J. “Ramal”aqui tem apenas o significado de fora do caminho da corrente de carga do nó P.

Chamando do GT o ganho de tensão por unidade de potência (para efeito de análise de sensibilidade), deacordo com a figura 7.4 para o capacitor colocado no nó P, tem-se os seguintes ganhos:

(delta V/q) P = (GT) P = V’P . X P P

(GT) J = V’P . X JJ = (GT)P = (GT)T

(GT) J = V’P . X JJ = (GT)v = (GT)T

O primeiro banco deve ser instalado no nó que der o maior ganho de tensão na rede, ganho esse obtidopela somatória de todos os ganhos em conseqüência da colocação de um capacitor unitário nesse nó.

VGS = V

Gs A

B C D

EF G

FIGURA 6.1 - DIAGRAMA UNIFILAR

Z ( ) Z ( )

Z ( )

Figura 6.1 - Diagrama unifilar

Desenho Nº:

Folha:

Data:


~

EG

CEBF

Z ( )CDBC

Z ( )AB

Z ( )Z ( )ts

Z ( )2

01

1/1

Rede exemplo para ganho de tensão

Desenho Nº:

Folha:

Data:


0,190

0,140

S

T

U V ZJRETD

0,042 0,080 0,125 0,161 0,211

0,185

P

q

FIGURA 7.4 - REDE EXEMPLO PARA " GANHO DE TENSÃO "

OBS: O NÚMERO COLOCADO DENTRO DE CADA RETÂNGULO CORRESPONDE AO

VALOR DA REATÂNCIA DE ENTRADA DO RESPECTIVO NÓ.

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



É obvio que devem ser considerados como ganhos nessa somatória somente aqueles obtidos nos nós queestão com tensão abaixo da admissível.

Supondo, na rede da Figura 7.4, que o nó P se apresente com a tensão no valor 0,90 p.u. e que todos osoutros nós, à exceção do nó R, estejam abaixo do valor limite (0,95 por exemplo), Ter-se-á para o ganhototal (GTT) no nó P, quando da colocação de um banco unitário no mesmo:

(GTT) P = (GT) P + (GT)U + (GT)V + (GT)Z + (GT)J + (GT)S + (GT)e

Onde:

(GT)P = 0,90 x 0,185

(GT)U = 0,90 x 0,125 = (GT)U = (GT)U

(GT) J = 0,90 x 0,080 = (GT)s = (GT)L

Ou seja:

(GTT)P = 0,90 (0,185 + 0,125 x 3 + 0,080 x 3)

Repete-se esse cálculo para cada nó e aquele que apresentar o maior (GTT) receberá o primeiro banco,cuja potência deverá respeitar restrições impostas pela rede.

A seguir são calculadas as novas tensões na rede com a inclusão desse primeiro banco. Se resultaremtensões menores que a mínima especificada, repete-se o processo para locação do 2º banco. E assim,sucessivamente até que todas as tensões sejam aceitáveis ou até que não existam mais nós que aceitembancos de capacitadores.

7.5. Aplicação de Reguladores de Tensão

7.5.1. Regulação de Tensão na ETD

A regulação de tensão de tensão numa ETD deverá ser feita por grupos dos circuitos ou individualmentepara cada tronco alimentador.

Em algumas ETD’s da BANDEIRANTE existe regulação individual por tronco de alimentador, tais sistemas,no entanto, estão confirmados.

Numa ETD existe ainda a possibilidade de agrupar-se troncos de alimentadores, que alimentem circuitoscom extensões e características de carga semelhantes, em barras distintas, sendo cada uma delasregulada conforme suas características individuais.

7.5.2. Reguladores Utilizados nas ETD’s

7.5.2.1 Regulação por Grupos de Circuitos

a) Transformador com comutador sob carga (OLTC)

NORMA


4 NTBD 2.02-0



O regulador de tensão é acoplado ao transformador abaixado no lado de tensão superior ou no lado detensão inferior do mesmo. A mudança da derivação do regulador (TAP) é realizada sob carga ecomandada por um relé regulador de tensão com dispositivo de ajuste para tensão de referência a seradotada para o controle da tensão existente na barra da ETD. A faixa de regulação de tais reguladores éde 10%.

b) transformador regulador

É uma unidade trifásica independente do transformador abaixado que possui relação de transformação do1:1 com mudanças de derivação em carga do lado primário. Tais transformadores possuem faixas deregulação 10% e possuem potência nominal de 10 MVA.

7.5.3. Reguladores de tensão na rede Primária

são do tipo poste sendo utilizados em circuitos primário extensos quando os recursos de regulação nasETDs em conjunto com a locação conveniente de banco de capacitores, instalados para correção de fatorde potência e/ou melhoria no perfil de tensão da rede, não permitam manter a tensão primária acima dolimite inferior permissível.

Tipos de reguladores de tensão tipo poste:

a) regulador de 32 degraus:b) Reguladores de 4 degraus ( auto – booster).

7.5.4. Locação dos reguladores de tenção na rede primária

Uma vez esgotadas as possibilidades de manutenção da tensão em pontos críticos do circuito, dentro doslimites prescritos pelo DNAEE, através da regulação de tensão nas ETDs e/ou locação de banco decapacitadores, deverão ser aplicados reguladores de tensão na rede primária com base nos critériosexpostos no ND3 .2 – Compensação de reativos e regulação de tensão em redes de distribuição aéreaprimaria.

7.5.5. Escolha dos reguladores de tensão

Para escolha dos reguladores de tensão deve-se levar em conta os seguintes critérios:

- A carga, projetada para um horizonte de cinco anos, não deverá ultrapassar a capacidade nominal doregulador.

- Os limites máximos admissíveis das correntes de curto – circuito do regulador não deverão serultrapassados.

- As demais características técnicas, tais como: tensão nominal, corrente nominal, freqüência e NBIdeverão ser condizentes com as características dos circuitos nos quais serão instalados.

8. PROTEÇÃO CONTRA SOBRE TENSÕES

8.1. Introdução

Em sistemas de distribuição as sobretensões transitórias ocorrem devido a surtos atmosféricos (raios),curtos-circuitos, energização ou desenergização de capacitores, cortes bruscos de correntes e ferro-ressonância.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



As sobre-tensões mais críticas a nível de distribuição são aquelas causadas por surtos atmosféricos, queem certos casos podem chegar a 500 kV: as sobretensões provocadas por outras causas são limitadas avalores muito inferiores, causando menores solicitações ao isolamento.

Para ocorrência de uma sobretensão devido a um raio não é necessário a incidência direta de descargasobre a linha bastando sua ocorrência nas vizinhanças da rede para que se tenha surtos induzidos.

O surto atmosférico, seja ele induzido ou direto (mais raro), provocas na linha de distribuição a propagaçãode uma onda de sobretenção, que poderá danificar os equipamentos de distribuição.

8.2. Pára-Raios

Os pára-raios tipo válvula são constituídos de várias intermitências ou centelhadores em série com blocosde materiais de resistência não linear, envoltos por porcelana.

As funções de intermitência são:

- Provocar o início do centelhamento, quando a onda de sobretensão atingir um valor ajustado, dandoproteção aos equipamentos contra a frente da onda

- Interromper a corrente de 60 Hz no menor tempo possível, de preferência em menos de meio ciclo

- Não descarregar desnecessariamente, quando o sistema é submetido a sobretensões normais, comopor exemplo um curto-circuito fase-terra.

A função do resistor não linear é, após o escoamento da corrente de surto para terra, limitar a corrente decurto-circuito de tal modo que o centelhador (intermitência) seja capaz de interromper a corrente em menosde meio ciclo. Deste modo o resistor não linear apresenta as seguintes características:

- Apresenta baixa resistência para um curto atmosférico

- Oferece alta resistência para corrente provocada pela tensão do sistema

Os pára-raios atuam do seguinte modo:

- Em condições normais a corrente que circula através dele é da ordem de miliamperes

- Quando o sistema é submetido a uma sobretensão cujo valor é suficiente para disparar oscentelhadores, circula através do pára-raios uma corrente de descarga (surto inicial)

- Após o surto inicial, devido à alta ionização dos centelhadores, continua a fluir uma corrente provocadapela tensão do sistema (corrente subseqüente)

- A corrente subseqüente normalmente é interrompida na sua primeira passagem por zero, devido aatuação do resistor não linear

- Os pára-raios volta a condição inicial

NORMA


4 NTBD 2.02-0



8.3. Utilização de Pára-raios

8.3.1. Proteção de transformadores

Em redes urbanas de distribuição a proteção das ETD’s será feita através da instalação de um jogo depára-raios, sempre que ocorrer um dos seguintes casos:

- ETD localizada no fim de uma linha (se o ramal onde se localiza a ETD for menor que 150 m não énecessário)

- ET que atenda carga ou consumidor especial

- Estação de iluminação Pública com transformador exclusivo (não pertencente a Bandeirante).

Não é necessária a instalação de pára-raios em ET’s localizadas entre dois jogos adjacentes e a umadistância inferior a 500 m de cada lado.

Nas redes rurais a instalação de pára-raios em transformadores é obrigatória

8.3.2. Proteção de Equipamentos

Para proteção de equipamentos como reguladores de tensão e religadores automáticos, devem-se instalardos jogos de pára-raios, sendo um do lado da fonte e o outro do lado da carga.

Nos seguintes pontos significativos da rede primária haverá pára-raios

- Banco de capacitadores

- Entrada primárias

- Zonas de transição entre distribuição aéreas e subterrânea.

8.3.3. Proteção de Linhas

Nas saídas dos circuitos primários das ETD’s deve ser locado um jogo de pára-raios.

Em circuitos primários de distribuição rural utiliza-se de pára-raios a cada 4 Km, levando-se em conta aexistência da proteção contra sobretensão em ET’s e outros equipamentos em geral.

9. DETALHAMENTO

9.1. Introdução

O detalhamento de um projeto é a fase na qual partindo do diagrama unifilar de uma rede de distribuição(primária ou secundária), definem-se os tipos de construções que comporão esta rede.

Dentre as construções que serão especificados na fase de detalhamento encontram-se os postes,cruzetas, cabos, entre outras.

Na especificação destes tipos é obrigatório o uso de manuais que estabelecem os padrões da Empresa.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Para iniciar o processo de detalhamento é necessária a coleta dos seguintes dados:

- Diagrama unifilar do projeto a ser realizado (escala 1:1000)

- Mapas e plantas, devidamente atualizados, da região onde será implantado o projeto (escala 1:1000).

De posses destes dados pode-se realizar uma análise do projeto, com o objetivo tanto de verificação comode retirada de dúvidas sobre os procedimentos a serem executados.

O passo seguinte dentro da fase de detalhamento é um levantamento de campo, que começará a definir ostipos de estruturas a serem utilizados, conforme as condições do local onde se implantará o projeto.

9.2. Locação dos Postes

Definindo o traçado da rede, devem-se partir para a determinação da localização dos postes. Para istoalgumas regras básicas devem ser seguidas tais como:

- As observações feitas no levantamento de campo, devidamente marcadas em planta, devem serrespeitadas

- É necessária a previsão de postes tanto para transformadores como para entradas primárias

- Utilizar vão básico igual a 35 m melhorando desta maneira os níveis de iluminação pública. Para regiõesrurais o vão básico poderá ser igual a 70 m, prevendo-se expansões futuras onde será locado um posteintermediário der tal modo que o vão básico seja reduzido a 35 m

- Nas vias públicas onde existam curvas, evidentemente a distância entre postes poderá ser menor,evitando-se que condutores atravessem propriedades particulares

- Procurar prever futuras extensões, para que não se faça remoções desnecessárias de postes

- Fazer com que a posteação não se localize em frente as portas, janelas, sacadas , marquises,garagens, rebaixamentos de guias ou postos de gasolina. Para isto, deve-se observar os afastamentosmínimos impostos pelos manuais de padronização da empresa

- Os postes devem ser locados no lado onde houver menor arborização

- Em ruas onde a grande maioria dos consumidores se localizam em um certo lado, a posteação deve sercolocada neste mesmo lado.

9.3. Escolha de Postes e Estaiamentos

9.3.1 Tipos de Postes

Os postes podem ser classificados segundo duas categorias: altura e máximo esforço horizontal, conformemostra a Tabela 9.1.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



ALTURA( m )

CÓDIGO DA EMPRESA ESFORÇO MÁXIMOHORIZONTAL (Kgf)

4 200

9 (H) 5 400

8 800

14 300

10.5 15 600

18 1000

20 300

12 23 600

25 1000

(H) somente para circuitos existentes, onde já se utilize este tipo de poste.

Tabela 9.1. Tipos de Postes

O poste de 9m está sendo aos poucos retirado, sendo colocado na tabela apenas para eventual cálculomecânico onde ainda existam postes deste tipo.

Deve-se frisar que o esforço horizontal mostrado na Tabela 9.1 é suposto a 20 cm do topo do poste.

9.3.2 Estaiamento

Em toda ocasião em que a tensão resultante no poste for superior ao esforço horizontal máximo admissíveldo mesmo será necessária a utilização de estaiamento.

Geralmente, será necessário o estaiamento em três ocasiões

a) Pontos mecânicos com redução de tensão

b) Pontos mecânicos de fim de linha

c) Ângulos que resultam em uma tensão desequilibrada. Neste caso, será necessário, se está tensãosuportar o maior esforço horizontal admissível, a redução dos vãos adjacentes, além do estaiamento.

Dentro da empresa é considerado padrão o tirante de ¼” cuja tensão máxima admissível é igual a 1210 Kgfpor cabo

As construções utilizadas na empresa para estaiamento são respectivamente composições das estruturasH2 e H4 para pontos mecânicos de fim de linha e H2 e H3 para pontos mecânicos de redução de tensão.

As estruturas H2, H3 e H4 podem ser vistas na Figura 9.1.

3.00

03.

000

3.00

0

Tipos de estaiamento

Desenho Nº:

Folha:

Data:


mín

imo

Estaiamento de Poste H2

TensãoDesbalançada

Fixar o mais próximo possível do ponto de aplicaçãoda resultante das tensões desbalancadas.

Estaiamento de Cruzeta em Redução de Tensão - H3

Estaiamento de Cruzeta em Final de Linha - H4

Figura 9.1 - Tipos de Estaiamento

mín

imo

mín

imo

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



9.3.3 Esforços Mecânicos

Nos cálculos referentes aos esforços mecânicos em linhas aéreas de distribuição abordam-se dois tipos deproblema:

- Determinação das tensões de projeto, onde se calculará os esforços nas condições climáticas maisdesfavoráveis de operação de rede

- Determinação das tensões e das flechas dos cabos para condições climáticas normais dofuncionamento

A partir da tensão de projeto é possível dimensionar os postes, estaiamentos e outras estruturas da rede.Com os esforços e flechas nas condições de projeto é possível determinar a tensão de instalação doscabos.

Para enfocar estes dois aspectos é necessário que exista um procedimento de cálculo no qual, a partir deuma determinada condição de instalação (onde sejam conhecidas as tensões e flecha dos cabos, avelocidade do vento e a temperatura), seja possível calcular para uma outra condição climática os novosvalores de tensão e flecha dos cabos.

Este procedimento de cálculo denomina-se Equação de Transição de Estados.

9.3.3.1 Equação de Transição dos Estados

Neste procedimento é necessário o cálculo de carga por unidade de comprimento (P):

P = v PC² + PV²

COM: PV = 0.0045 V²D X 10-³

Onde:- Pc: peso próprio do cabo (Kg/m)- Pv: esforço devido à ação do vento (Kg/m)- V: Velocidade do vento (Kg/m)- D: diâmetro externo (Kg/m).

Determinada a carga por unidade de comprimento, pode-se calcular a flecha pela expressão: Pa²f = ----------- 8T

Onde:

- F: flecha- A: comprimento do vão- T: força de tração no condutor para flecha correspondente

Para se determinar o valor da tensão de instalação para a temperatura e/ou velocidade de vento distintas,deve-se resolver a equação:

NORMA


4 NTBD 2.02-0



03 =++ BAff

Onde:

( )

−−+−=

EST

ttALFAafA 112

221 **

83

ESaP

B 41 **

643−

=

Nesta expressão tem-se que:

- T: valores da temperatura ( oC )- E: módulo de elasticidade (Kgf/mm2)- S: seção teórica (mm2), sendo que para cabos CA é igual à seção nominal do condutor e para cabos

CAA é igual à seção total dos fios da alma de aço- ALFA: é o coeficiente de dilatação linear.

Aparentemente a equação de transição de estados é de difícil solução visto que se obtém uma equação deterceiro grau: entretanto pode-se demonstrar que o valor da flecha procurada é igual a:

f = U + V

onde:

3

3

322

+

+−= ABBU

3 32

322

+

−−= ABBV

Os dados básicos para a resolução da equação da transição de estados encontram-se na Tabela 9.2.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Tipode

Cabo

Bitola(AWG OU MCM)

SeçãoTeórica(mm²)

DiâmetroExterno

(mm)

PesoPróprio(Kg/m)

ResistênciaMecânica de

Ruptura(Kgf)

Módulo deElasticidade

Ruptura(Kgf/mm²)

Coeficiente deDilatação

Linear (ºC-¹)

1/0 53.46 9.36 0.146 939CA 3/0 85.02 11.79 0.2322 1429 5600 23 X 10 -6

336.4 170.45 16.90 0.4686 29481/0 62.39 10.11 0.2159 1925

CAA 3/0 99.16 12.75 0.3427 3000 7200 18.9 X 10 -6

336.4 179.94 17.35 0.5419 3990

Tabela 9.2 – Dados Gerais dos Cabos CA e CAA

9.3.3.2 Trações de Projeto

A equação de mudança de estados torna possível calcular, a partir de qualquer condição de temperatura evento, o valor da tração que os cabos impõem

É necessário então definir uma condição na qual os esforços sobre os postes sejam máximos, para que sepossa dimensionar os mesmos.

Esta condição, denominada estado básico, é obtida a partir da seguinte hipótese: adotam-se um cabobásico (no caso 4 AWG). Para o qual o estado básico é definido pela seguinte situação:

- Tração: 1/7 de tração de Ruptura- Temperatura: 0 - C- Velocidade do Vento: 0 Km/h

Para os demais cabos, calcula-se a tração de tal modo que a flecha obtida seja igual àquela do cabo básicona temperatura de 0-C, nem vento. Para fins de dimensionamento, adota-se como tração de projeto a traçãodo estado básico.

A Tabela 9.3 mostra, para cabos CA, os valores das trações de projeto.

Utilizando as trações de projeto e a equação de mudança de estado, é possível então, determinar astrações de instalação bem como as flechas de instalação para um vão básico de 35 m conforme Tabela9.5.

Bitola (AWG ou MCM 4 1/0 3/0 336.4Tração de (Kgf)

Projeto56 142 225 452

Tabela 9.3 – Tração de Projeto

NORMA


4 NTBD 2.02-0



CaboTemperatura 1/0 3/0 336.4 Flexa de Instalação (cm)

Tração de Instalação (kgf)0 142 225 452 16

10 94.11 149.13 299.66 2415 77.51 122.72 246.78 2920 65.43 103.84 208.35 3530 50.29 79.79 160.20 4540 41.65 66.11 132.9 5450 36.11 57.33 115.05 63

Tabela 9.4 – Trações e Flechas de Instalação para Vãos do 35m

CaboTemperatura 1/0 3/0 336.4 Flexa de Instalação (cm)

Tração de Instalação (kgf)0 71 112 226 8

10 39.14 62.09 125.07 1415 31.85 50.55 101.9 1820 27.2 43.19 87.1 2130 21.67 34.43 69.45 2640 18.46 29.33 59.18 3050 16.32 25.94 52.33 34

Tabela 9.5 – Trações e Flechas de Instalação para Vãos de 17.5 m

9.3.4 Exemplo de Cálculo Mecânico em Redes

Para o cálculo de esforços mecânicos será utilizada a rede da Figura 9.2 onde se utiliza postes de 10.5 m.

Estes postes deverão suportar os esforços devidos aos cabos da rede primária, da rede secundária além deum cabo telefônico.

A rede primária é constituída de 3 cabos 336.4 MCM além do neutro (3/0 AWG) rede secundária écomposta de 3 cabos 336.4 MCM, sendo o cabo telefônico tipo CTP-APL 200 pares.

O cabo telefônico em um vão de 35 m, a 0-C, sendo pré-tensionados com 150 Kgf, submete o poste a umatração de 760 Kgf, conforme dados da TELESP (para outros cabos consultar a companhia telefônica local).

35m

Figura 9.2

Desenho Nº:

Folha:

Data:


A C

FIGURA 9.2

SECUNDÁRIA

TELEFONE

PRIMÁRIA

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Como a tração nominal é definida para cada ponte como sendo aplicada a 20 cm do topo, deve-se entãoreferenciar todas as forças aplicadas ao poste para este ponto. Para o poste de 10.5 m, cujo engastamentoé igual a 1.65 m, este ponto localiza-se a 8.65 m do solo.

Para modificar o ponto de aplicação de uma força deve-se manter constante o momento em relação aoengastamento, logo o esforço a 20 cm do topo relativo ao neutro (situação a 7.2 m de altura) será:

7.2TN = ------- 225 = 187.28 Kgf

8.65

De maneira análoga podemos calcular o esforço devido à rede secundária e ao cabo telefônica de acordocom os dados da Figura 9.3. Somando-se todos os esforços tem-se que o poste C, que será o fim de linha,será submetido a uma tração a 20 cm do topo da ordem de 3000 Kgf, totalmente incompatível com ospostes normalmente disponíveis ( Figura 9.3).

Para redução da tração o poste C deve-se então colocar um poste B, intermediário entre A e C, obtendo-seuma tração reduzida , além de utilizar um poste de escora D para o estaiamento do poste C, conforme aFigura 9.4.

Os valores das trações nos vãos reduzidos (AB e BC) são obtidos na Tabela 9.5 na temperatura de 0-C.

Serão necessários dois estaiamentos: um entro o poste A e o fB (estrutura H2 + H4) e outro ligando oposte C e D (estrutura H2 + H3) ambos com resistência para 2 H 1210 Kgf.

Figura 9.3

Desenho Nº:

Folha:

Data:


FIGURA 9.3

ENGASTAMENTO L + 0,6 = 1,65 10

1,65

4,5

6,6

6,8

8,65

7,2

7,0

760 Kgf

452 Kgf

452 Kgf

452 Kgf

225 Kgf

3 x 452

8,65

3004,64

01

1/1

A B

AB

2420

2420

3000 1500 1500 1500

3m

CD

1500

2420

2420

3m

D17.5m 35m17.5m

FIGURA 9.4 - NOVA CONFIGURAÇÃO DA REDE

Nova configuração da rede

Desenho Nº:

Folha:

Data:


C

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



- Dimensionamento do poste A

A tração horizontal sobre o poste A será :

( )ABTA cos*24201500300 −−=

( ) 32.05.17

365.8=

−=ABTg logo cos AB = 0.95

TA = 802 kgf, ou seja, poste A = poste 18

- Dimensionamento do poste B

Transferindo o esforço horizontal do estai tem-se a 20 cm do topo.

( ) 95.0*2420*65.83

cos*2420*65.83

== ABTB

TB = 797 kgf

TB = 1.500 – 1.500 + 797kgf, ou seja, poste B = poste 18

- Dimensionamento do poste C

( )

( ) ( ) 987.0cos35

365.8

cos*24001500

==−

=

−=

CDCDTg

CDTc

Tc = 869 kgf

Logo poste C = poste 18

- Dimensionamento do poste D

Transferindo o esforço horizontal do estai para 20 cm do topo tem:

( )CDTD cos*2420*65.83

=

TD = 828 kgf, ou seja, utiliza-se poste 18

NORMA


4 NTBD 2.02-0



9.4. Escolha das Cruzetas

9.4.1 Tipos Construtivos

Uma vez definidas a localização e o esforço ao qual o poste será submetido, deve-se proceder à escolha dotipo de cruzeta a ser empregada.

Para os circuitos de classe 15 kV e 25 kV o padrão da Empresa fixa em cruzetas tipo 1x2 e 0x3, conformefigura 9.5.

A cruzeta no padrão 1x2 deve ser utilizada normalmente já a cruzeta 0x3, exatamente por colocar o circuitoprimário numa posição mais próxima ao meio-fio, deverá ser utilizada somente em regiões de maiorarborização ou com presença de marquises e sacadas.

Nos circuitos de classe 5 kV (tensão nominal 3.8 kV) são utilizadas as cruzetas 2x4 e 0x6.

Neste caso normalmente se a cruzeta 2x4, ficando a cruzeta 0x6 para ocasiões seja necessário oafastamento do circuito primário, como por exemplo em locais de alto índice de arborização. Este critériofica claro se observar a Figura 9.6.

NFF4º

CIRC.SECUNDÁRIO

CIRCUITO PRIMÁRIO DERIVAÇÃO

CIRCUITO PRIMÁRIO

ILUMINAÇÃOPÚBLICA

TRAVESSIACOMUNICAÇÕES

COMUNICAÇÕES

CIRCUITO PRIMÁRIO

CIRCUITO PRIMÁRIO DERIVAÇÃO

588

TRAVESSIACOMUNICAÇÕES

COMUNICAÇÕES

ILUMINAÇÃOPÚBLICA

CIRC.SECUNDÁRIO

4ºF

NF200

200200

748

600

62

200

440

500

700 700350

588

200200200

600

200200

600

500

C AB

FL N FL 4º

FIGURA 9.5

C B A

FL N FL 4º

Cruzeta 0 x 6Cruzeta 2 x 4

FIGURA 9.6

700350350

200

588

62

212

200

212

Figura 9.5 e 9.6

Desenho Nº:

Folha:

Data:


200

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



9.4.2 Escolha da Cruzeta – Aspectos Mecânicos

No item anterior observou-se a forma pela qual a escolha de uma cruzeta é feita levando-se em contasomente aspectos de isolamento elétrico.

Os quatro tipos de cruzetas anteriormente mencionadas podem ser classificadas segundo a Tabela 9.6.Para melhorar entendimento da Tabela 9.6 verificar as Figuras 9.7 e 9.8.

As formas de aplicar os diferentes tipos de cruzetas, conforme pode se notar pela Tabela 9.6, acaba porfazer com que o processo de locação de postes, cálculo de esforços, escolha de poste e estaiamento e aescolha de estruturas seja de natureza iterativa.

UTILIZAÇÃOCRUZETA Retas ou curvas

em ângulo menorque 15 graus

Curvas em ânguloentre 15 e 30 graus

Ponto Mecânico paraRedução de Tensão

Ponto Mecânico parafim de linha

1x2 P1 P2 P3 P50x3 P21 P22 P23 P252x4 P30 P31 P32 P330x6 P43 P44 P45 P46

Tabela 9.6 Cruzetas Padronizadas e suas Aplicações

Notas: As demais estruturas serão obtidas por composição das estruturas apresentadas.

Utilização de cruzetas 1X2 e 0X3

Desenho Nº:

Folha:

Data:


CONDUTORES(AWG - MCM)

Alumínio1/0

336,4 0 - 10º

0 - 15º

ÂNGULOS

Utilização

Utilização CONDUTORES(AWG - MCM)

Alumínio

1/0

336,4 10 - 20º

15 - 30º

ÂNGULOS

UtilizaçãoPonto Mecânico-RT

UtilizaçãoPonto Mecânico-FL

UtilizaçãoPonto Mecânico-FL PARA CONDUTORES 1/0 AWG

a 336,4 MCM DE ALUMÍNIO

PARA CONDUTORES 1/0 AWGa 336,4 MCM DE ALUMÍNIO

30 - 60º

ÂNGULOSCONDUTORES(AWG - MCM)

Alumínio

1/0

336,4 20 - 60º

P22 (X)P2 - (X)

P1 - (X) P21 (X)

PE

P5 - (X)

P3 - (X) P23 (X)

P25 (X)

Figura 9.7 - Utilização de cruzetas 1x2 e 0x3

Notas: As demais estruturas serão obtidas por composição das estruturas apresentadas.

01

1/1

Figura 9.8 - Utilização de cruzetas 0x6 e 2x4

Utilização de cruzetas 0X6 e 2X4

Desenho Nº:

Folha:

Data:

NORMA TÉCNICA NTBD 2.02 -0


Alumínio1/0

336,4 0 - 10º

0 - 15º

ÂNGULOS

ÂNGULOSCONDUTORES(AWG - MCM)

Alumínio

1/0

336,4 10 - 20º

15 - 30º

Utilização

Utilização

UtilizaçãoPonto Mecânico-FL

UtilizaçãoPonto Mecânico-RT


Alumínio

1/0

336,4 20 - 60º

30 - 60º

ÂNGULOS

PARA CONDUTORES 1/0 AWG

a 336,4 MCM DE ALUMÍNIO

P46

P45 P32

P33

P30

P31P44

P43

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Para fins de linha também são usadas as cruzetas PE ( padrão central ).

9.4.3 Utilização de Flytap

Um alimentador primário pode ser interligado a um ramal através de dois modos:

1) Utilizando um poste de esquina com duas cruzetas.

2) Utilizando-se do Flytap, ou seja, interligando-se os circuitos primários sem a utilização de uma cruzetade parada: deste modo a ligação entre os circuitos é aéreas conforme mostra a Figura 9.9.

Percebe-se então que ao se utilizar o flytap pode-se afastar os postes da esquina. Isto faz com que estetipo de montagem seja recomendada para cruzamentos entre vias de grande tráfego.

Do ponto de vista estético, o flytap é preferível à utilização de um poste de esquina com duas cruzetas.

9.5. Locação de Equipamentos

Em relação aos equipamentos, evita-se a locação de transformadores, reguladores de tensão e bancos decapacitores em postes com cruzetas do tipo redutor de tensão, devido ao esforço mecânico que recai sobreeste poste.

Em ramais ou sub-ramais primários não é conveniente a locação de chaves facas ou elos fusíveis no posteonde é feita a derivação, por motivo de segurança quando da manutenção.

Uso do flytap

Desenho Nº:

Folha:

Data:


FIGURA 9.9 - USO DO FLYTAP

DETALHE

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



9.6. Saídas das Subestações de Distribuição

As subestações recebem energias do sistema de transmissão / sub-transmissão fornecendo potência nastensões de 34.5 kV, 23 kV, 13.8 kV, 6.6 kV e 3.8 kV.

A seguir, serão descritas algumas características construtivas das saídas das ETD’s.

Utiliza-se para os dutos centrais configurações (seção transversal) conforme Figura 9.10.

Utiliza-se para os dutos laterais configuração (seção transversal) indicada na Figura 9.11.

Utilizam-se dutos de “PVC” para as canalizações centrais e laterais com as seguintes caraterísticas:

- Para as tensões de 3,8 kV, 6,6 kV, 13,8 kV e 23 kV: 2,5 mm de estrutura, 127 mm de diâmetrointerno (5”).

- Para a tensão de 34,5 kV: 3,2 mm de espessura, 143 mm de diâmetro interno ( 6”).

Deverão ser levados em consideração os seguintes critérios:

- Distância máxima entre poços de inspeção não superior a 100 metros

- Canalizações laterais com extensão máxima não superior a 50 metros.

NÍVEL DO SOLO

60mm

30mm

30mm4x4

3x4 2x3

FIGURA 9.10 - DUTOS CENTRAIS

Dutos laterais

Desenho Nº:

Folha:

Data:


0,60m no mínimo

FIGURA 9.11 - DUTOS LATERAIS

2x2

01

1/1

100I 25432 9876 I

1000

76543 298

10000I 543

Escala:

Aprov.

DataSubstitue desenho nº Publicação:

ElaboraçãoPrep.

Verif.

Des.

Revisões

A2.5Desenho Nº: Folha: 1/1

Comercial Grupo 1

Engenharia

Carga registrada ( kVA )Correlação entre o fator de demanda e carga registrada

CAAC BCS

SIFHT

CES

JGJr

09/01

Comercial Grupo 1Natureza da Indústria

1

2

3

?

?

?

?

0,3

0,2

0,1

0

0,8

0,4

0,6

0,5

Fato

r de

Dem

anda

0,7

0,9

10

NTBD 2.02.0

Natureza da Indústria

100

I0

0,1

0,5

0,6

0,4

0,3

0,2

10

0,9

0,8

0,7

25432 9876 I

1000

76543 298

10000

I 543

Automóveis Grupo 2

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.

Substitue desenho nº

Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração

Desenho Nº:Escala:

Revisões Engenharia

Folha:A2.6 1/1

Montagem

Auto peças e acessórios2

3

1

2


NTBD 2.02.0

Fato

r de

Dem

anda

Automóveis Grupo 2

Natureza da Indústria

100

I0

0,1

0,5

0,6

0,4

0,3

0,2

10

0,9

0,8

0,7

25432 9876 I

1000

76543 298

10000

I 543

Bebidas Grupo 3

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração

NTBD 2.02.0 Desenho Nº:Escala:


Folha:A2.7 1/1

Cervejaria3

2

1

2

Vinhos, refrigerantes e etc.

BebidasGrupo 3


Fato

r de

Dem

anda

100

I 25432 9876 I

1000

76543 298

10000

I 543

Borracha Grupo 4

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.8 1/1


Natureza da Indústria Borracha Grupo 4

0,5

Fato

r de

Dem

anda

0,4

0,3

0,2

0

0,1

10

0,6

0,9

0,8

0,7

I I I

Cerâmica Grupo 5

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.9 1/1

Natureza da IndústriaCerâmica Grupo 5

Fato

r de

Dem

anda

0,1

0

0,2

0,3

0,4

0,5

0,7

0,8

0,9

0,6

10

10000

3 42 5

1000

6 7 8 93 4 5232 5 6 7 8 94

100


I I I

Cimento Grupo 6

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.10 1/1

Natureza da Indústria CimentoGrupo 6

Fato

r de

Dem

anda

0,2

0,3

0,4

0,1

0

0,7

0,8

0,9

0,6

0,5

10

100

52 3 4

1000

6 7 8 9 2 63 4 5 8 97

10000

2 3 4 5

1

2

Fábrica de cimento

Artefatos de cimento2

1


I I I

Comercial Grupo 7

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.11 1/1


Natureza da IndústriaComercial Grupo 7

0

0,2

0,3

0,4

0,5

0,1

0,7

0,8

0,9

10

0,6

Fato

r de

Dem

anda

10000

2 3 4 5

1000

3 4 5 62 8 972 3 4 6 7 8 95

100

Clubes e praças de esporte

Estação de Rádio e TV

Hospitais

Gás engarrafado

Comercial1

2

3

4

5

2

4

3

1

5

I I I

Couro Grupo 8

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.12 1/1

5432

10000

2

1000

987543 63 42 98765

100

Natureza da Indústria CouroGrupo 8

Fato

r de

Dem

anda

0,4

0,3

0,2

0

0,1

0,6

0,9

0,8

0,7

0,5

10


I I I

Diversos Grupo 9

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.13 1/1


5

10000

3 42

1000

2 7 8 93 4 5 63 42 5 6 7 8 9

100

Fat

or d

e D

eman

da

0,1

0

0,2

0,3

0,4

10

0,5

0,7

0,8

0,9

0,6

Natureza da Indústria Diversos Grupo 9

1

2

3

3

2

1

Cortiças

Escalas (?)

Diversas

I I I

Equipamentos Elétricos Grupo 10

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.14 1/1

Natureza da Indústria Equipamentos Elétricos Grupo 10

Fat

or d

e D

eman

da

0,4

0,3

0,2

0,1

0

10

0,6

0,9

0,8

0,7

0,5

2 543

100001000

43 98765232 65 9874

100

1

2

3

Equipamento Elétrico

Acompanhadores

Condutores Elétricos

1 3

2


I I I

Laminações Grupo 11

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.15 1/1


1

2

3

4

5

6

4

2

3

Forragem de Aço

Laminação, esmaltação, e fundiçao de ferro e aço

Várias formas de pequena capacidade

Poucas formas de alta capacidade

Vários motores de alta capacidade

Poucos motores de grande capacidade

Natureza da Indústria Laminações Grupo 11

Fat

or d

e D

eman

da

0

0,1

0,5

0,4

0,3

0,2

0,6

10

0,9

0,8

0,7

5432

10000

2

1000

7 9865435432 9876

100

6

5

1

100

I0

0,1

0,5

0,6

0,4

0,3

0,2

10

0,9

0,8

0,7

25432 9876 I

1000

76543 298

10000

I 543

Madeira

Fabrica de móveis

Serrarias

Madeira Grupo 12

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.16 1/1


2

3 1

1

2

3

Natureza da Indústria MadeiraGrupo 12

Fat

or d

e D

eman

da

I I I

Metal Grupo 13

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.17 1/1


Natureza da Indústria MetalGrupo 13

Fato

r de

Dem

anda

0

0,1

0,4

0,3

0,2

0,5

0,6

10

0,9

0,8

0,7

10000

542 32 7 98543 6

1000

432 5 9876

100

1

2

3

4

5

3

4

1

Mecânica pesada

Indústria de Rolamento

Alumínio

Metalúrgica

Diversos

2

5

4

I I I

Minérios - Pedreira Grupo 14

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.18 1/1


Natureza da IndústriaMinérios - Pedreira

Grupo 14

0,2

0,3

0,4

0,5

0,1

0,7

0,8

0,9

10

0,6

Fato

r de

Dem

anda

05

10000

2 3 42

1000

63 4 5 87 92 3 4 6 7 8 95

100

Pedreira1

1

Moinho de Trigo Grupo 15

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.19 1/1


5432

10000

872 3 4 5 6 9

1000

42 3 5 6 7 8 9

100

0,7

0,8

0,9

0,6

10

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

Fat

or d

e D

eman

da

0

Natureza da IndústriaMoinho de Trigo

Grupo 15

I I I

Óleo e Lubrificantes Grupo 16

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.20 1/1


Natureza da IndústriaÓleo e Lubrificantes Grupo 16

0,5

0,7

0,8

0,9

0,6

10

0,1

0,2

0,3

0,4Fat

or d

e D

eman

da

05

10000

3 422

1000

7 8 93 4 5 6432 5 6 7 8 9

100

I I I

Papel e Impressão Grupo 17

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.21 1/1


Natureza da IndústriaPapel e Impressão Grupo 17

Fato

r de

Dem

anda

0,5

0,1

0

0,2

0,3

0,4

10

0,7

0,8

0,9

0,6

532 4

100001000

2 3 4 5 6 7 8 92 3 4 5 6 7 8 9

100

I I I

I I I

Produtos Alimentícios Grupo 18

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.22 1/1


Natureza da IndústriaProdutos Alimentícios

Grupo 18

Fato

r de

Dem

anda

0,5

0

0,1

0,4

0,3

0,2

0,6

10

0,9

0,8

0,7

5

10000

432

1000

8 92 543 6 732 54 9876

100

1

2

3

4

5

6

7

4

5

7

Doces

Chocolate

Frigoríficos

Óleo e Gordura

Massas

Mistos

Produtos Alimentícios

1

6

3

2

I I I

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.23 1/1


Natureza da Indústria QuímicaGrupo 18

10

Fato

r de

Dem

anda

0,5

0

0,1

0,4

0,3

0,2

0,6

0,9

0,8

0,7

432 5

10000

2 76543 98

1000

5432 9876

100

Diversos

Base petróleo, alcalis, penicilina, etc.

Laboratório de química industrial

Laboratório Farmaceutico

Produtos plásticos

Fábrica de colas

3

5

6

2

6

5

4

3

2

1

4

1

I I I

Têxtil Grupo 21

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.25 1/1


5

10000

42 3

1000

2 3 4 5 6 87 9542 3 6 7 8 9

100

Fato

r de

Dem

anda

0

0,2

0,3

0,4

0,5

0,1

0,7

0,8

0,9

10

0,6

Natureza da Indústria TextilGrupo 21

1

2

3

4

Juta

Seda

Diversos e Vestuário

Tinturaria e Estamparia

3

4

2

1

I I I

Vidros Grupo 22

Publicação:

09/01

JGJr

CES

HT SIF

Des.

Verif.


Data

Aprov.

BCSCAACPrep.

Elaboração



Folha:A2.26 1/1


Natureza da Indústria VidrosGrupo 22

0,6

0,9

0,8

0,7

0,5

10

0,4

0,3

0,2

0,1

Fat

or d

e D

eman

da

05

10000

2 3 4

1000

765432 8 9432 98765

100

NORMA


4 NTBD 2.02-0



ANEXO 1

TAXAS MÉDIAS GEOMÉTRICAS DECRESCIMENTO DE MERCADO POR MUNICÍPIO

PERÍODOS

1983 a 19861970 a 1986

NORMA


4 NTBD 2.02-0



TAXA MÉDIA DE CRESCIMENTO NO PERÍODO 1983/1986POR CATEGORIA DE CONSUMO – MERCADO TOTAL

(TRADICIONAL + EGTD FATURADA)

CONSUMO

MUNICÍPIO RES IND COM RUR POD ILU SER PRO TOTAL

Aparecida 3.7 4.3 1.4 39.7 18.7 1.8 -1.8 -7.1 3.5Araçoiaba da Serra 17.4 -5.0 11.7 20.4 6.1 7.3 13.0 H 15.4

Barueri 9.6 20.3 15.3 16.6 5.7 .6 19.4 -4.0 15.6

Biritiba – Mirim 9.6 16.9 2.2 H 24.3 3.5 61.5 (HH) 20.0

Boituva 12.8 11.2 8.4 17.7 9.5 6.6 17.0 .0 11.5

Caçapava 5.4 14.7 .3 5.2 2.8 6.7 .1 -7.3 12.0

Cachoeira Paulista 4.3 6.7 2.7 .7 7.0 3.9 -1.2 10.8 4.4

Cajamar 10.8 23.0 5.5 .3 13.7 -4.8 23.8 .6 18.6

CampoLimpo Paulista

9.1 18.0 6.6 48.3 -.3 9.3 7.8 -28.9 16.8

Capela do Alto 10.6 11.7 1.8 26.6 15.0 -6.7 28.6 -12.6 17.6

Caraguatatuba 9.8 24.5 2.6 -38.9 11.9 1.4 (HH) 2.7 7.6

Carapicuiba 4.6 10.5 5.9 (HH) 10.7 10.3 6.7 1.1 3.4

Cotia 9.1 27.6 7.5 3.5 8.5 -.2 9.1 H 21.0

Cruzeiro 5.1 25.1 3.9 15.4 8.5 10.7 88.2 -2.1 17.5

Cubatão -1.4 5.7 -14.3 (HH) 35.6 -.5 -.1 1.3 5.4

Diadema 4.2 18.9 5.5 (HH) 7.0 .9 2.3 -3.9 14.7

Embú 6.7 14.1 8.2 10.4 14.8 -3.9 -18.6 3.1 10.1

Embú-Guaçu 9.2 21.4 3.5 12.3 8.6 -2.3 52.4 81.7 13.7

Ferraz de Vasconcelos 6.9 16.1 4.6 17.8 12.5 2.2 4.5 H 10.8

Guararema 11.1 66.4 6.6 11.6 37.0 2.4 .9 33.9 40.5

Guaratingueta 4.5 25.5 2.8 13.7 4.3 4.1 1.7 -5.8 14.0

Guarujá 3.6 26.0 4.7 (HH) 15.4 1.7 -4.4 38.7 4.8

Guarulhos 6.2 19.7 9.0 6.3 49.9 -1.7 14.5 1.6 15.9

Ibiúna 11.9 22.0 -6.7 18.5 10.3 11.5 12.8 H 11.5

Indaiatuba 8.6 23.9 5.5 20.2 19.2 23.4 4.8 -1.3 19.0

Ípero 14.2 18.5 2.7 52.0 17.2 12.5 29.9 (HH) 14.7

Itapecirica da Serra 6.5 18.1 -9.2 -7.5 12.8 -1.4 6.3 14.8 6.9

Itapevi 14.6 1.0 -2.9 24.3 14.4 -3.6 58.0 .2 4.5

Itaquaquecetuba 11.0 21.1 -.5 14.2 29.0 18.2 29.4 H 17.6

Itú 8.0 11.3 10.0 13.6 -1.2 9.3 1.2 38.5 10.0

Itúpeva 17.7 38.5 18.7 16.7 16.7 7.3 6.5 (HH) 25.6

Jacareí 5.5 10.1 6.0 10.7 5.2 5.0 5.0 5.8 9.4

Janbeiro 10.5 15.4 .7 10.4 5.4 9.6 -2.4 H 6.8

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Jandira 7.0 29.1 7.3 -4.8 3.4 3.1 19.4 (HH) 22.0

Jundiaí 3.8 16.9 7.0 23.9 6.2 7.5 2.2 .9 13.5

Juquitiba 14.3 7.8 6.6 10.1 10.9 -1.6 55.7 38.7 10.4

Lorena 4.5 14.9 5.9 14.8 9.8 10.5 -3.1 16.9 10.6

Louveira 7.9 12.0 10.3 7.6 -.4 10.0 -2.4 91.3 -.7

Mairinque 13.3 61.2 4.1 15.2 3.2 4.5 10.5 H 60.2

Mauá 5.7 11.1 4.8 43.6 .7 -2.0 1.3 46.3 9.5

Mogi das Cruzes 6.3 16.6 4.7 17.2 3.6 -1.3 .1 3.8 13.6

Monteiro Lobato 23.9 (HH) -5.4 85.0 -4.0 1.1 (HH) H 13.2

Osasco 4.4 27.8 5.4 (HH) 5.0 -3.8 2.7 5.2 18.1

Pindamonhangaba 7.9 20.0 1.3 8.0 24.8 3.3 -3.7 46.8 18.5

Pirapora do BomJesus

11.9 36.2 1.5 2.8 18.7 5.1 17.1 -80.2 29.6

Poá 6.8 22.1 7.5 27.9 14.9 1.1 4.1 3.6 10.6

Porto Feliz 8.2 13.5 5.3 28.2 7.6 5.9 3.1 -27.3 11.7

Praia Grande 9.2 16.8 9.8 (HH) 5.7 -2.2 79.3 28.3 8.3

Ribeirão Pires 6.9 15.4 5.1 28.5 13.3 9.0 9.5 10.2 11.9

Rio Grande da Serra 9.5 4.1 1.4 64.4 -25.5 -2.5 5.7 H 4.1

Roseira 1.3 .5 2.6 14.4 16.7 15.2 -19.1 (HH) 3.2

Salesópoles 16.0 10.5 21.7 -19.5 4.4 3.7 25.4 -9.4 -3.3

Salto 7.9 14.3 5.5 11.4 4.9 13.6 13.0 -2.4 13.6

Salto de Pirapora 12.9 -5.3 5.0 26.8 24.8 4.2 9.6 (HH) -4.1

Santa Branca 7.5 6.2 -2.7 19.3 19.1 6.5 -2.8 16.3 6.2

Santana do Parnaíba 25.0 22.8 15.7 -1.1 9.8 5.5 -12.7 -32.2 13.3

Santo André 3.3 8.0 4.2 (HH) 2.8 -2.2 14.9 -1.6 6.8

Santos 3.4 4.8 4.0 (HH) 1.2 -2.3 1.8 13.8 3.5

São Bernardo doCampo

5.4 15.7 -4.8 14.0 -2.2 .0 6.3 13.1 4.7

São Caetano do Sul 2.7 14.7 7.8 (HH) -3.2 -4.2 -1.5 10.0 11.1

São José dos Campos 6.2 3.8 7.9 1.2 10.2 3.6 5.6 7.4 4.5

São Paulo 3.2 16.8 6.5 12.1 6.4 -3.1 3.3 33.2 9.4

São Roque 6.3 12.7 7.7 15.1 .4 3.9 5.9 -3.4 9.6

São Sebastião 13.1 3.4 10.8 23.5 9.8 4.2 -3.7 -15.7 5.1

São Vicente 6.0 11.3 5.9 (HH) 4.1 1.2 11.1 40.7 6.6

Sorocaba 6.7 16.8 4.9 26.7 8.2 3.6 6.2 5.6 12.8

Suzano 7.9 8.9 3.8 12.8 4.0 1.8 .4 10.9 8.6

Taboão da Serra 7.7 20.5 7.8 11.99 13.9 2.8 -8.0 -42.5 13.1

Taubaté 3.8 17.4 4.0 22.2 6.9 .9 -5.0 -2.3 12.3

Tremembé 7.8 4.6 7.6 17.7 11.2 7.7 -13.4 -14.9 5.4

Vargem GrandePaulista

10.7 12.6 14.2 11.6 .0 11.8 H .0 12.3

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Varzea Paulista 10.1 14.7 1.6 24.0 16.5 5.7 8.3 58.7 13.6

Vinhedo 11.2 17.7 9.1 8.5 7.4 6.1 3.2 9.8 16.0

Votorantin 10.1 6.2 6.8 13.9 9.9 5.6 31.0 6.8 6.8

Eletropaulo 4.2 15.7 6.2 13.9 8.6 -.9 2.2 27.4 11.2

(1) – RES. Residencial IND. Industrial COM. Comércio, Serviços e outras atividades RUR. Rural POD.Poderes Públicos ILU. Iluminação Pública SER. Serviços Públicos PRO. Consumo Próprio.

(H) – Taxa não significativa para efeitos de análise.(HH) – Taxa não calculável por insuficiência de dados.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



TAXA MÉDIA DE CRESCIMENTO NO PERÍODO 1970/1986POR CATEGORIA DE CONSUMO – MERCADO TOTAL

(TRADICIONAL + EGTD FATURADA)

CONSUMO

MUNICÍPIO RES IND COM RUR POD ILU SER PRO TOTAL

Aparecida 8.2 2.3 7.1 (HH) -2.1 12.1 (HH) (HH) 4.2Araçoiaba da Serra 19.8 3.1 14.2 (HH) 3.6 14.2 (HH) (HH) 17.9

Barueri 15.5 22.5 30.1 (HH) 5.4 29.6 (HH) (HH) 21.6

Biritiba – Mirim 15.5 25.6 9.3 (HH) 15.0 13.9 (HH) (HH) 16.7

Boituva 14.6 12.5 9.4 (HH) 5.2 11.8 (HH) (HH) 12.9

Caçapava 10.6 14.5 6.8 32.1 .4 11.1 (HH) (HH) 13.2

Cachoeira Paulista 7.2 9.0 -6.1 (HH) 9.7 7.0 (HH) (HH) 2.6

Cajamar 22.3 11.1 7.1 (HH) 3.7 21.4 (HH) (HH) 11.8

CampoLimpo Paulista

15.5 9.3 12.7 (HH) 3.0 12.6 (HH) (HH) 9.7

Capela do Alto 19.1 6.6 2.9 (HH) 6.9 5.8 (HH) (HH) 16.2

Caraguatatuba 16.6 31.0 11.5 (HH) 13.5 17.7 (HH) (HH) 15.8

Carapicuiba 17.0 9.3 6.8 (HH) .2 22.6 (HH) (HH) 14.1

Cotia 16.3 14.1 8.5 (HH) 3.1 30.1 (HH) (HH) 14.1

Cruzeiro 7.4 14.4 6.4 (HH) 7.3 9.2 (HH) (HH) 12.1

Cubatão 7.1 9.9 -2.8 (HH) -7.2 11.1 (HH) (HH) 9.6

Diadema 13.9 20.7 11.3 (HH) 16.8 33.3 (HH) (HH) 18.6

Embú 24.5 13.3 13.8 (HH) 23.8 34.9 (HH) (HH) 15.9

Embú-Guaçu 20.5 18.7 7.9 (HH) 15.8 34.6 (HH) (HH) 18.4

Ferraz de Vasconcelos 12.6 31.6 -9.5 56.1 8.9 17.0 (HH) (HH) 10.0

Guararema 8.0 4.7 6.0 (HH) 11.6 15.0 (HH) (HH) 8.2

Guaratingueta 7.9 12.4 6.2 (HH) 1.5 16.4 (HH) (HH) 10.0

Guarujá 8.0 4.7 6.0 (HH) 11.6 15.0 (HH) (HH) 8.2

Guarulhos 12.2 12.2 11.3 (HH) 14.3 21.6 (HH) (HH) 12.4

Ibiúna 15.4 20.1 15.4 19.9 3.0 15.5 (HH) (HH) 17.5

Indaiatuba 13.0 18.2 7.6 13.5 -.9 15.0 (HH) (HH) 15.4

Ípero 14.2 11.7 16.1 (HH) -3.2 23.2 (HH) (HH) 9.4

Itapecirica da Serra 18.5 17.8 8.8 (HH) 8.6 29.1 (HH) (HH) 16.7

Itapevi 16.4 3.4 10.0 (HH) 6.9 23.0 (HH) (HH) 5.6

Itaquaquecetuba 16.7 20.9 11.2 (HH) 19.7 19.3 (HH) (HH) 19.0

Itú 11.0 15.6 8.9 18.5 .9 9.8 (HH) (HH) 12.6

Itúpeva 15.0 21.7 10.4 23.6 15.9 11.8 (HH) (HH) 18.3

Jacareí 11.2 15.8 8.4 (HH) 3.1 11.1 (HH) (HH) 14.7

Janbeiro 9.5 (HH) 7.8 (HH) 12.8 .6 (HH) (HH) 9.6

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Jandira 16.8 23.1 11.8 (HH) 16.3 28.2 (HH) (HH) 21.1

Jundiaí 7.4 9.7 8.7 30.8 -1.1 9.1 (HH) (HH) 9.3

Juquitiba 31.6 45.6 15.6 (HH) 12.0 (HH) (HH) (HH) 26.4

Lorena 8.2 8.3 8.7 (HH) 2.4 9.4 (HH) (HH) 8.5

Louveira 8.2 14.4 3.8 27.1 3.6 12.5 (HH) (HH) 23.8

Mairinque 12.0 19.8 10.1 47.7 -3.6 8.4 (HH) (HH) 19.6

Mauá 12.3 17.0 8.8 (HH) 9.1 21.9 (HH) (HH) 15.8

Mogi das Cruzes 9.2 10.2 5.3 25.1 2.9 11.9 (HH) (HH) 10.3

Monteiro Lobato (HH) (HH) (HH) (HH) (HH) (HH) (HH) (HH) (HH)

Osasco 9.6 9.3 9.6 (HH) 5.0 -16.0 -4.5 (HH) 7.5

Pindamonhangaba 12.0 21.3 7.6 19.1 3.7 16.4 7.4 (HH) 19.3

Pirapora do BomJesus

14.1 44.1 7.7 (HH) 13.0 7.9 (HH) (HH) 29.4

Poá 10.3 9.0 6.9 (HH) 1.9 18.4 5.9 (HH) 8.4

Porto Feliz 11.6 11.7 8.2 17.0 -7.6 9.5 (HH) (HH) 11.3

Praia Grande 14.5 25.6 6.2 (HH) 10.4 19.4 (HH) (HH) 13.1

Ribeirão Pires 11.6 12.6 9.9 (HH) 11.6 22.8 (HH) (HH) 12.6

Rio Grande da Serra 16.9 5.0 .1 (HH) -8.3 43.4 (HH) (HH) 5.0

Roseira 9.7 6.6 1.4 (HH) 7.2 11.0 (HH) (HH) 6.5

Salesópoles 11.4 -1.3 2.5 3.5 22.8 13.8 (HH) (HH) 6.5

Salto 11.4 9.2 7.5 13.3 3.6 9.3 (HH) (HH) 9.3

Salto de Pirapora 16.1 25.5 15.3 (HH) 21.6 16.5 (HH)(HH)

24.2

Santa Branca 10.5 10.9 3.6 (HH) 6.6 6.2 (HH) (HH) 10.4

Santana do Parnaíba 21.8 32.1 14.6 (HH) 11.6 25.8 (HH) (HH) 25.9

Santo André 6.9 6.9 7.0 (HH) 2.3 10.8 (HH) (HH) 7.0

Santos 5.5 5.4 3.4 (HH) 2.6 5.0 .4 (HH) 4.6

São Bernardo doCampo

11.4 9.4 7.0 (HH) -1.7 13.1 (HH) (HH) 9.4

São Caetano do Sul 4.7 1.9 6.5 (HH) 3.6 11.5 (HH) (HH) 2.8

São José dos Campos 13.1 12.8 9.6 9.8 4.5 11.3 (HH) (HH) 12.2

São Paulo 6.9 7.5 6.5 58.8 3.8 11.3 6.3 (HH) 7.2

São Roque 10.5 7.6 5.6 14.3 3.9 14.9 (HH) (HH) 8.6

São Sebastião 15.2 10.3 10.5 (HH) 9.7 17.3 (HH) (HH) 11.1

São Vicente 8.6 12.4 4.7 (HH) 8.1 10.7 (HH) (HH) 8.5

Sorocaba 9.1 10.8 9.0 (HH) 1.8 14.2 (HH) (HH) 10.3

Suzano 13.4 13.1 6.1 (HH) 8.7 12.6 (HH) (HH) 13.0

Taboão da Serra 15.3 21.3 16.2 (HH) 18.1 29.8 (HH) (HH) 18.3

Taubaté 9.4 15.2 9.0 13.4 6.5 12.4 (HH) (HH) 13.2

Tremembé 12.8 9.8 8.2 16.7 -3.7 14.1 (HH) (HH) 9.3

Vargem GrandePaulista

(HH) (HH) (HH) (HH) (HH) (HH) (HH) (HH) (HH)

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Varzea Paulista 18.3 11.4 15.9 (HH) 11.2 16.3 (HH) (HH) 12.1

Vinhedo 11.6 16.4 7.4 17.2 4.5 17.0 (HH) (HH) 15.0

Votorantin 13.8 4.6 13.1 (HH) 14.0 19.3 (HH) (HH) 5.4

Eletropaulo 7.9 9.5 6.7 20.0 3.5 12.3 7.4 .0 8.8

(1) – RES. Residencial IND. Industrial COM. Comércio, Serviços e outras atividades RUR. Rural POD.Poderes Públicos ILU. Iluminação Pública SER. Serviços Públicos PRO. Consumo Próprio.

(H) – Taxa não significativa para efeitos de análise.(HH) – Taxa não calculável por insuficiência

NORMA


4 NTBD 2.02-0



ANEXO 2

DETERMINAÇÃO DE DEMANDA PARA CONSUMIDORES PRIMÁRIOS

A demanda de força dos consumidores primários deve ser calculada utilizando-se fatores de demandatípicos, que são função do tipo de atividade.

Neste anexo são apresentadas curvas que fornecem o fator de demanda estimado, em função de cargainstalada e da natureza de atividade industrial.

Para calcular a demanda de iluminação deve-se considerar 100% da carga instalada (fator de demandaigual a 1).

Também se considera fator de demanda unitário para as cargas de grande porte, ou para as que tenhamalimentação exclusiva, a partir dos transformadores da EP, como por exemplo ar condicionado central ecaldeira de grande porte.

Exemplo de Cálculo

Calcular a demanda máxima de uma indústria metalúrgica, cuja carga de iluminação é 45 KW, quepossui 10 aparelhos de ar condicionado de 1500 W cada um e potência instalada de motores de 200kVA.

- Demanda de iluminação

45 kW x 1,0 = 45 kW

- Demanda dos Motores e Aparelhos

Considerando-se o fator de potência dos aparelhos igual a 0,8 esta demanda é obtida através do gráfico13, curva 2, deste Anexo: entrando na abscissa com a carga de motores mais aparelhos

=

×+ kVA219

8,05,110

200

encontra-se na ordenada o valor do fator de demanda (0,58 kVA/kVA). Então, 219 x 0,58 = 127kVA.

- Demanda Total

Considerando-se, para a carga de iluminação, o fator de potência igual a 0,85.

Demanda Total kVA18015785,0

45=+=

NORMA


4 NTBD 2.02-0



CURVAS PARA FATORES DE DEMANDAS

NATUREZA DA INDÚSTRIA

GRUPO PÁGINAAbastecimento de água 01Automóveis 02Bebida 03Borracha 04Cerâmica 05Cimento 06Comercial 07Couro 08Diversos 09Equipamentos Elétricos 10Laminações 11Madeira 12Metal 13Minério 14Moinho de Trigo 15Óleos de Lubrificantes 16Papel e Impressão 17Produtos Alimentícios 18Química 19Tabaco 20Têxtil 21Vidros 22

C2

C3

C1

I1

I2

I3

I4

CORRENTE

336.4 MCM

1/0 AWG

3/0 AWG

3/0 AWG

336.4 MCM1/0 AWGCUSTO

B

FIGURA A 4.1 - CARREGAMENTO ECONÔMICO DE CONDUTORES

Carregamento econômico de condutores

Desenho Nº:

Folha:

Data:


C

D

A

01

1/1

I

Regiões de carregamento econômico

Desenho Nº:

Folha:

Data:


FATOR DE CARGA

3/0 AWG

1/0 AWG

FC

336.4 AWG

CORRENTE

FIGURA A4.2 - Regiões de Carregamento Econômico

01

1/1

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Desenho

As curvas apresentadas neste anexo foram obtidas do manual TEDIS: Manual de técnicas dedistribuição Seção 2 – Linhas e Redes Aéreas Subseção 2 – Projeto: Capítulo 1 – Distribuição Primária.Foram feitas apenas conversões de unidades:

- no eixo das abcissas, de CV para kVA- no eixo das ordenadas de kW/CV para kVA/kVA

Para estas conversões, foram adotados os seguintes parâmetros:

- Rendimento médio igual à 0,85- Fator de potência médio igual à 0,85- Fator de conversão CV-kW: 1 CV = 0,736 kW.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



ANEXO 3

Características dos Cabos Semi-isolado e Pré-Reunido.

Para os cabos semi isolados as principais características estão reunidas na tabela A3.1.

BITOLA R 0 R1 X 0 X 1 ADM TRAÇÃO DERUPTURA

AWG OU MCM O HM / KM (A) Kgf1/03/0

336.4

0.8790.6160.396

0.7050.4430.222

1.921.891.87

0.4500.4280.402

202272429

93914292948

Tabela A3.1 – Característica do cabo semi- isolado

Os valores de R0, R1, X0 e X1, foram calculados para condutores dispostos em cruzetas de 2400 mm,conforme padrão da Empresa para classe 15 kV.

O cabo pré- reunido utilizado na Empresa é formado por três condutores de fase (secção 240 mm² eum condutor neutro de sustentação (seção 120 mm²). As principais características deste cabo estãolistados na Tabela A3.2.

Cabo Neutro Isolado Cabo Neutro Aterrado CorrenteAdmissível

Tensão de

R1 X1 Re Xe R1 X1 Re Xe Por Condutor RupturaOhm/ km Ohm/ km A Kgf/mm²

0.163 0.106 0.316 2.44 0.163 0.105 0.638 0.516 451 33.7

Tabela A3.2 – Características do Cabo Pré- Reunido.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



ANEXO 4

Carregamento Econômico de Condutores

Nos sistemas de transmissão ou de distribuição de energia elétrica um parcela, às vezes significativa,do total gerado é dissipada: de acordo com os dados do CODI em 1980, no Brasil , as perdasatingiram 15.658 Gwh, correspondendo a 12,3% da energia total requerida. Existe, portanto, um custoanual associado às perdas e à instalação dos sistemas e que se procura minimizar.

O total das perdas de um sistema de distribuição é composto de uma parcela devida aosequipamentos e outra parcela associada as linhas. Esta última, relacionada diretamente com a bitola,é a que se deve ser considerada para o dimensionamento dos condutores, tornando-se apenas suaparte mais significativa: as perdas associadas ao aquecimento dos condutores. Portanto, a demandade perdas é devida ao efeito Joule e, para uma linha trifásica, é dada pela expressão:

3RI²P= ______ (kW/Km)

1000

onde:

- R: resistência do condutor (ohm//Km)- I: Corrente transportada

A corrente dependa da demanda dos consumidores atendidos e por ser reduzida através dacompensação de reativos ou da elevação do nível da tensão do circuito mas para o condicionamentodos condutores é um dado a priori. Desta maneira, minimizar as perdas significa reduzir a resistênciados condutores, ou seja, utilizar nos circuitos de distribuição aqueles de maior secção transversal.

Atuando em sentido contrário está o custo de construção das linhas, que é minimizado reduzindo-se abitola dos condutores. O estudo do carregamento econômico, considerando estes dois fatores, procuradefinir para um dado valor de corrente qual o condutor que a transporta com menor custo anual.

O custo da linha, transformado em valor anual, somado ao custo (anual) das perdas resulta em umvalor total de custo que depende do condutor e da corrente. Representado em gráfico correspondeaproximadamente a um arco de parábola conforme a Figura A4.1, onde estão, de forma qualitativa, oscustos totais para as três bitolas padronizadas na rede primária da Empresa.

Os valores C1, C2 e C3 representam o custo da linha, crescente com a bitola do condutor. As perdasvariam aproximadamente com o quadrado da corrente (deve-se considerar também a variação daresistência do condutor com a temperatura) e para uma mesma corrente os condutores de bitolamenor apresentam maior perda. Os valores I2 e I3 delimitam a faixa em que o carregamentoeconômico é obtido com o condutor 3/0 AWG.

A envoltória da família de curvas representada na Figura A4.1 permite determinar qual o condutor queconduz a um custo mínimo para cada valor de carregamento, e também qual a faixa adequada a cadacondutor. Estas curvas permitem ainda quantificar o custo adicional decorrente do uso de condutoresfora de suas faixas econômicas. Por exemplo, para uma corrente igual a I1, seria preferível utilizar

NORMA


4 NTBD 2.02-0



condutores de bitola 1/0 AWG, o que baixaria o custo anual de um valor AB. Entretanto, dependendoda taxa de crescimento da demanda, esta diferença (AB) tende a diminuir e anular-se. Da mesmaforma, para I4 há uma redução do custo anual igual a CD se os condutores forem mudados para 336.4MCM, e neste caso a economia tende a aumentar com o crescimento da carga.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



FIGURA A4.1 – CARREGAMENTO ECONOMICO DE CONDUTORES

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Por vezes a operação fora da faixa econômica pode representar a melhor solução:

- em redes existentes, um pequeno excesso de carga permite adiar obras de reforço, cujo custo anualseja maior que o custo das perdas adicionais

- quando existem problemas de queda de tensão, é, em alguns casos, vantajoso antecipar o uso de umabitola superior a econômica, principalmente quando as cargas forem crescentes.

Estes aspectos mostram que para se definir uma política de troca de cabos concorrem diversos fatores decustos. Embora o estudo de carregamento econômico seja aplicável para se definir tal política, não é usualnas redes de distribuição o procedimento de troca de condutores. Entretanto, tal estudo pode ser aplicadoem outros tipos de projeto, como por exemplo no dimensionamento de novos alimentadores. Mesmo comesta restrição, o carregamento econômico continua muito dependente da taxa de crescimento de carga: emque ano o alimentador projetado deverá representar a solução mais econômica?

Pode-se considerar para este estudo a corrente (ou demanda) atual, ao contrário do que se fezanteriormente para os estudos de queda de tensão e limite térmico onde o horizonte de planejamento era de5 anos. Em geral, os alimentadores urbanos das grandes cidades assumem, logo após a construção,cagas das ordens de seus valores definitivos. Os aumentos de carga são normalmente supridos pelolançamento de novos alimentadores, seguidos de remanejamentos adequados, e para cada alimentador acarga varia de em forma de dente de serra. Este aspecto, associado a simplicidade de cálculo, sugere quese utilize a corrente atual da definição do carregamento econômico. O fator de segurança implícito nasestimativas de demanda tende a aproximar esta corrente do valor médio em torno do qual varia, com otempo, o carregamento dos alimentadores.

Os custos envolvidos neste estudo são valores que, evidentemente, necessitam de periódica atualização.Um aumento no custo de energia, por exemplo, provoca uma diminuição do carregamento econômico nãosó dos condutores como também dos outros elementos das instalações elétricas. Na avaliação do custounitário das perdas (Cz$ / kw) devem ser ponderados, entre outros, os seguintes fatores: sazonalidade(período úmido ou seco), a região do pais considerada e a mesma forma como varia a demanda de perdasao longo do dia. O estudo do DNAEE: “Custo marginal de Tarifas” e o relatório do CODI: SCEI-16-01,“Perdas – Análise de Custo/Benefício” fornecem procedimentos de cálculo que permitem avaliar, para ascondições das redes da Empresa, o custo unitário das perdas.

Os documentos mencionados mostram a grande influência que o fator de carga do alimentador tem nadefinição do carregamento econômico. A família de curvas apresentada na Figura A4.1 depende deste fatorque desloca os limites I2 e I3, a faixa adequada a cada condutor é definida pela corrente e pelo fator decarga, conforme a Figura A4.2. Por exemplo um alimentador que deva transportar a corrente I e tenha fatorde carga FC, tem para condutor econômico o de bitola 3/0 AWG.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Figura A4.2 - Regiões de Carregamento Econômico

NORMA


4 NTBD 2.02-0



ANEXO 5

Metodologia de Cálculo para Máxima Corrente Admissível

O balanço energético de um cabo através do qual circula uma corrente “I” (em Amperes), sob condição deequilíbrio, fornece a equação.

I²r = qc + qr - qB

Onde: “q?” é o calor transmitido por convenção “qr” é o calor transmitido por radiação. “q5” é o calorabsorvido por exposição ao sol: “I²r” é o calor produzido pelo cabo devido a circulação de corrente, todos em(W/Km).

O valor de “qc” é o mais difícil de se obter, pois depende de condições atmosféricas variáveis. Osparâmetros necessários ao seu cálculo são a viscosidade absoluta “u” (Kg/m.h), a densidade “d” (Kf/m³) e acondutividade térmica “Kf” (W/m² C) do ar, que por sua vez dependem da temperatura ambiente e datemperatura do condutor, tM e tc (em ºC) respectivamente, e da altitude. Cabe ainda observar, que avelocidade do vento não é uniforme ao longo da linha e, devido a esta incerteza, para fins de cálculo, avelocidade utilizada para convicção forçada é v = 2,19 Km/h.

Portanto, “qc “ se obtém da seguinte seqüência de operações :

Se: 0,1<R<10³, então: ( ) )(**)*3507,101,1(*8,304 52,0 TMTcKfRqc −+=

Se: 10³<R<18.10³, então: )(**)(*4,229 6,0 TNTcKfRqc −=

Onde:

R é o número de Reinolds, dado por: µ

DvdR =

Sendo:

- D: o diâmetro externo do cabo (em metros)

- D: densidade do ar (em Kg)

- V: velocidade do vento

- U: viscosidade absoluta do ar (Kg/m).

O cálculo de “qr” depende da temperatura ambiente “TM), da temperatura de regime do condutor “T1” e doestado da superfície do cabo, representado pelo seu fator de emissividade “E”. Os valores de “E” sãoobtidos da Tabela A5.1. Portanto, “qr” se obtém da equação.

( ) ( )443 27327310825,17 cr tTCEDq +−+××××= −

NORMA


4 NTBD 2.02-0



ESTADO DO CONDUTOR COEFICIENTE DEEMESSIVIDADE : E

COEFICIENTE DE ABSOÇÃO: A

NOVOVELHOMÉDIO

0,910,230,50

0,230,950,50

Tabela A5.1

O cálculo de “qB” estima a quantidade de energia solar transferida para o cabo. Assim, “qB” dependerátambém do estado da superfície do cabo. O parâmetro que especifica esta condição é o coeficiente deabsorção do condutor “a”. Os seus valores são específicos na Tabela A5.1. Outros parâmetros são odiâmetro do cabo “D” (em metros). O calor irradiado pelo sol “QB” (W/m²) em função da latitude do local deinstalação do cabo como: altitude do sol “Hc”, azimute do sol “Zc”, azimute do eixo da linha “ZL” (estes trêsúltimos em graus).

Portanto, “qB” se obtém da equação:

QB = a . QB . sem . arc cos HC . cos (ZC – ZL )

O valor de “r” (ohms/km) deve ser corrigido do valor correspondente à sua temperatura de regime, e aequação, válida para cabos de alumínio, para a correção é dada por:

(228+Tc)r = rD _________________

(228+TcD)

onde: r = resistência corrigida (ohms/km) para a temperatura “Tc”rD = resistência fornecida (ohms/km) à temperatura “Tc”Tc = temperatura de regime do condutor (ºC)TcD = temperatura do cabo para resistência fornecida (ºC)

Logo, a máxima corrente admissível para o cabo, é obtida fazendo-se as devidas substituições na equaçãoabaixo:

(qc + qr – qb)I = V ____________ (A)

r

Para se obter os valores das máximas correntes admissíveis das Tabelas 6.2 e 6.3 foram fixados doparâmetros e condições abaixo:

CONVECÇÃO forçadaVelocidade do vento: v = 2,19km/h

NORMA


4 NTBD 2.02-0



INCIDÊNCIA DO SOL: máxima para latitude de 23º (S.Paulo)

Calor irradiado pelo sol: QB = 1036,35.10 W /mAltitude do sol: Hc = 88ºAzimute do sol: Zc = 180ºAzimute do eixo da linha: ZL = 270º

ESTADO DO CONDUTOR: novoCoeficiente de emissividade: e = 0,91Coeficiente de absorção: a = 0,23

TEMPERATURA:ambiente to = 40ºCDe regime do condutor tc = 70ºC

CONDIÇÕES ATMOSFÉRICAS À 800 m DE ALTITUDE

PARA A TEMPERATURA2

cm ttT

+=

Viscosidade absoluta do ar: u = 0,0711 kg/mhDensidade do ar: d = 0,9905 kg/m²Condutividade térmica do ar: kf = 0,093 W /m²ºC

Tomando o cabo 336.4, nas condições acima, como por exemplo:

D = 16,90 mmr = 0,2026 ohms/km (a 70ºC)qc = 30420,58 W/mqr = 11632,36 W /mqB = 4028,29 W /m

Portanto, I = 433,17 A.

Repetindo-se os cálculos acima para temperatura ambiente igual a 30 ØC e a temperatura de regime docondutor igual a 60ØC, obtém-se a Tabela A5.2.

BITOLA( AWG OU MCM)

CORRENTE ADMISSÍVEL(A)

4 113.451/0 205.613/0 277.35

336.4 434.72

Tabela A5.2 – Corrente Admissível

NORMA


4 NTBD 2.02-0



BIBLIOGRAFIA

CAPÍTULO 3

Eletropaulo – Manual de Técnicas de Distribuição (TEDIS). Seção 2 – Linhas e Redes Aéreas.

Seção 2 – Projeto Capítulo 1 – Distribuição Primária.

Eletropaulo – Análise de Consumo e Número de Consumidores em Baixa Tensão nos Distritos eSubdistritos que compõem o Município de São Paulo – FFM – RL33 – Maio / 87.

Eletropaulo - Gerência de Redes Aéreas de Distribuição da Bandeirante – GRADE.Memorial de Cálculo, Volume 5: Tabelas e Constantes, Outubro / 86.

Eletropaulo - Gerência Técnica da Distribuição (GTD3)Memorial de Cálculo, Maio / 83.

Conselho Estadual de Energia de São Paulo e Jorge Wilhein Consultores Associados – ConsumoResidenciais de Energia Maio / 85.

CAPÍTULO 4

Eletropaulo – Manual de Técnicas de Distribuição (TEDIS).Seção 2 – Linhas e Redes Aéreas.Subseção 2 – Projeto.Capítulo 1 – Distribuição Primária.

Comitê de Distribuição (CODI) – Relatório SCEI.08.01 – Critérios Básicos para Projetos de Redes e LinhasAéreas de Distribuição Urbana.

Centrais Elétricas de Minas Gerais S.A. (CEMIG) – Manual de Distribuição - Projetos de Redes deDistribuição Aérea Urbanas.

Companhia Paulista de Força e Luz – Projeto de Redes Aéreas de Distribuição Urbana (NT 101).Tomo 1: Parte Elétrica: Janeiro / 86.

CAPÍTULO 5

Eletropaulo - Manual de Técnicas de Distribuição.Seção 2 – Linhas e Redes AéreasSubseção 2 – Projeto.Capítulo 1 - Distribuição Primária.

Eletropaulo – Gerência de Redes Aéreas de Distribuição da Bandeirante (GRADE) Memorial de Cálculo,Volume 2: Rede Primária, Volume 5: Tabelas e Constantes, outubro/86.Comitê de Distribuição (CODI) – Relatório SCEI.08.01: Critérios Básicos para Projetos de Redes e LinhasAéreas de Distribuição Urbana.

Comitê de Distribuição (CODI) – Relatório SCEI.16.01: Perdas – Análises de Custo/Benefício: Março/82.

NORMA


4 NTBD 2.02-0



Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL) – Projeto de Redes Aéreas de Distribuição Primária (NT101).Tomo I : Parte Elétrica: Janeiro/86.

ALCOA – Current Temperature Chacteristica of Aluminium Conductors.

PIRELLI – Cabos Pré-Reunidos WTR em Distribuição Primária Aérea, Manual de Utilização, Fevereiro/87.

PIRELLI – Cabos TPR em Distribuição Primária Aérea, Manual de Utilização, Fevereiro/87.

CAPÍTULO 7

Eletropaulo – Projeto de Norma de Compensação de Reativos e Regulação de Tensão em Redes deDistribuição Aérea Primária (PND 3.2) Novembro/87.

CAPÍTULO 8

Eletropaulo – Racionalização de Emprego de Pára-Raios de Distribuição (Instrução Técnica).

CIPOLI, J. A. – Análise dos Sistemas de Distribuição Quanto as Sobretensões, CPFL, 1981.

CAPÍTULO 9

Comitê de Distribuição (CODI) – Relatório SCEI.09.04: Trações e Flechas de Cabos Condutores.

PIRELLI – Publicação Técnica 1084090: Cabos Multiplexados para Redes Aéreas (de energia elétrica).

projeto de redes primaria bandeirante

Documents