NORMA DE DISTRIBUIÇÃO UNIFICADA – NDU-001 Tcnicas/NDU-007-Critérios-Bás… · norma de distribuiÇÃo unificada – ndu-007 critÉrios bÁsicos para elaboraÇÃo de projetos

NORMA DE DISTRIBUIÇÃO UNIFICADA – NDU-007

CRITÉRIOS BÁSICOS PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREAS

RURAIS

NDU-007 VERSÃO 4.0 FEVEREIRO/2017

APROVAÇÃO

______________________ Júlio César Ragone Lopes

Diretor Corporativo de Engenharia e Construção – DCEC Grupo Energisa

______________________ Carlos Marcio Ferreira

Vice-Presidente de Distribuição – VPD Grupo Energisa


SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ............................................................................................................. 1

2. APLICAÇÃO ................................................................................................................ 1

3. TENSÕES DE FORNECIMENTO ................................................................................. 1

4. DEFINIÇÕES ................................................................................................................ 2

5. CONSIDERAÇÕES GERAIS ....................................................................................... 6

6. PLANEJAMENTO ........................................................................................................ 8

6.1. PLANEJAMENTO DA REDE ......................................................................................... 8 6.2. CONFIABILIDADE ...................................................................................................... 8 6.3. PROTEÇÃO DA REDE ................................................................................................ 9 6.4. CORREÇÃO DOS NÍVEIS DE TENSÃO .......................................................................... 9 6.5. DISPONIBILIDADE DE CARGA (ESTUDO DE VIABILIDADE TÉCNICA DE ATENDIMENTO) ........ 9 6.6. LEVANTAMENTO CADASTRAL ..................................................................................... 9 6.7. TERMO DE AUTORIZAÇÃO DE PASSAGEM ................................................................. 10 6.8. FICHA DE LEVANTAMENTO CADASTRAL .................................................................... 11 6.9. ESTIMATIVA DE DEMANDA ....................................................................................... 13

7. LEVANTAMENTO TOPOGRÁFICO .......................................................................... 14

7.1. IMPLANTAÇÃO DO TRAÇADO .................................................................................... 14 7.2. LEVANTAMENTO PLANIALTIMÉTRICO ........................................................................ 17 7.3. DESENHO DA PLANTA E DO PERFIL .......................................................................... 22

8. TIPOS DE PROJETOS .............................................................................................. 25

8.1. PROJETO DE MELHORAMENTO ELÉTRICO ................................................................. 25 8.2. PROJETO DE NOVAS LOCALIDADES .......................................................................... 26

9. TENSÕES DE FORNECIMENTO ............................................................................... 27

9.1. ESCOLHA DA TENSÃO E SISTEMA DE FORNECIMENTO ................................................ 27

10. DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO ............................................................................. 27

9.2. CARREGAMENTO .................................................................................................... 27 9.3. CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO ............................................................................. 28 9.4. DESEQUILÍBRIO DE CARGA ...................................................................................... 29

11. CONDUTORES .......................................................................................................... 29

11.1. DISPOSIÇÃO DOS CONDUTORES .............................................................................. 29


11.2. DISTÂNCIA VERTICAL ENTRE CONDUTORES DE CIRCUITOS DIFERENTES ..................... 30 11.3. DISTÂNCIA DE SEGURANÇA ENTRE DOIS CIRCUITOS PARALELOS EM ESTRUTURAS

DIFERENTES ..................................................................................................................... 30

12. DIMENSIONAMENTO MECÂNICO ........................................................................... 30

12.1. PROJETO EXECUTIVO ............................................................................................. 30 12.2. CONDIÇÕES BÁSICAS DE CÁLCULO .......................................................................... 32 12.3. ÁBACOS OU GRÁFICOS DE UTILIZAÇÃO DAS ESTRUTURAS ......................................... 33 12.4. GABARITOS ........................................................................................................... 34 12.5. LOCAÇÃO DAS ESTRUTURAS EM PLANTA E PERFIL .................................................... 35 12.6. PROJETO DE DERIVAÇÃO DE RAMAL ........................................................................ 38

13. CONTROLE DE TENSÃO .......................................................................................... 40

13.1. ESCOLHA DO PLANO DE CONTROLE DE TENSÃO ....................................................... 40

14. PROTEÇÃO ............................................................................................................... 41

14.1. PROTEÇÃO CONTRA SOBRETENSÃO ........................................................................ 41 14.2. CRITÉRIOS PARA SELEÇÃO DE PARA-RAIOS .............................................................. 41 14.3. LOCALIZAÇÃO DOS PARA-RAIOS .............................................................................. 41 14.4. PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE .................................................................... 42 14.5. CHAVES FUSÍVEIS E ELOS FUSÍVEIS ........................................................................ 42

15. SELEÇÃO DE CHAVES ............................................................................................ 43

16. CRITÉRIOS DE INSTALAÇÃO DE CHAVES ............................................................ 44

16.1. CHAVES-FACA UNIPOLARES PARA OPERAÇÃO EM REGIME DE CARGA ......................... 44 16.2. CHAVES-FACA UNIPOLARES PARA OPERAÇÃO EM REGIME SEM CARGA ...................... 44

17. DIRETRIZES DE CONSTRUÇÃO .............................................................................. 44

17.1. LIMPEZA DE FAIXA .................................................................................................. 45 17.2. SECCIONAMENTO DE CERCAS ................................................................................. 46 17.3. REATERRO ............................................................................................................ 46 17.4. COMPACTAÇÃO ...................................................................................................... 46 17.5. LEVANTAMENTO E MONTAGEM DAS ESTRUTURAS ..................................................... 47 17.6. LANÇAMENTO E INSTALAÇÃO DE CONDUTORES ......................................................... 47 17.7. INSTALAÇÃO DE EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO E MANOBRA ..................................... 47

18. ATERRAMENTO ........................................................................................................ 48

18.1. ESTRUTURAS ......................................................................................................... 48 18.2. PARA-RAIOS .......................................................................................................... 48 18.3. TRANSFORMADORES .............................................................................................. 48 18.4. CERCAS ................................................................................................................ 49

19. NOTAS COMPLEMENTARES ................................................................................... 49


20. HISTÓRICO DE VERSÕES DESTE DOCUMENTO .................................................. 49

21. APÊNDICE A ............................................................................................................. 50

22. APÊNDICE B ............................................................................................................. 67

23. APÊNDICE C ........................................................................................................... 112

24. ANEXO 01 - INSTRUMENTO PARTICULAR DE CONSTITUIÇÃO DE SERVIDÃO (PJ) E (PF) ....................................................................................................................... 118

25. ANEXO 02 - FICHA DE LEVANTAMENTO CADASTRAL RURAL ........................ 123

26. ANEXO 03 - DADOS DA PROPRIEDADE .............................................................. 125

27. ANEXO 04 - PLANO BÁSICO DE ZONA DE PROTEÇÃO DE AERÓDROMO ...... 126

28. ANEXO 05 - CADERNETA DE CAMPO .................................................................. 128

29. ANEXO 06 – SIMBOLOGIA ..................................................................................... 130

30. ANEXO 07 - FORMATOS PADRONIZADOS .......................................................... 132

31. ANEXO 08 - DADOS TÉCNICOS DE TRAVESSIA ................................................ 134

32. ANEXO 10 - CÁLCULOS ELÉTRICOS ................................................................... 135

33. ANEXO 11 - CÁLCULOS DE QUEDA DE TENSÃO ............................................... 136

34. ANEXO 12 - COEFICIENTES DE QUEDA DE TENSÃO UNITÁRIO CONDUTORES DE ALUMÍNIO CAA ........................................................................................................ 138

35. ANEXO 13 - DISTÂNCIA EQUIVALENTE ............................................................... 139

36. ANEXO 14 - ÁBACOS DE UTILIZAÇÃO DE ESTRUTURAS ................................. 140

37. ANEXO 15 - GABARITOS PARA VÃOS CONTÍNUOS E ANCORADOS ............... 141

38. ANEXO 16 - MEMORIAL TÉCNICO DESCRITIVO ................................................. 146

39. ANEXO 17 - PROJETO COM LOCAÇÃO DIRETA ................................................. 148

40. ANEXO 18 - TABELA 10 - ELOS FUSÍVEIS DOS TRANSFORMADORES ........... 149

41. ANEXO 19 - AUTORIZAÇÃO PARA TOMADA DE ENERGIA ............................... 150

42. ANEXO 20 - TERMO DE DOAÇÃO ......................................................................... 151

43. ANEXO 21 - TERMO DE MANUTENÇÃO DE REDE .............................................. 154

44. ANEXO 22 - PLANILHA DE MATERIAIS ................................................................ 156

45. ANEXO 23 - SOLICITAÇÃO DE FISCALIZAÇÃO DE OBRA ................................. 157

46. ANEXO 24 - MEDIÇÃO DA RESISTIVIDADE DO SOLO ........................................ 158

NDU-007 VERSÃO 4.0 FEVEREIRO/2017 1

1. INTRODUÇÃO

Essa norma visa estabelecer diretrizes, critérios, limites e condições gerais para

elaboração de projetos de Redes de Distribuição de Media Tensão (LDMT) aéreas em

meio rural, nas áreas de concessão das empresas do Grupo Energisa, de modo a

assegurar as boas condições técnico-econômicas das instalações e a qualidade do serviço

de energia elétrica.

Estabelece também os requisitos técnicos mínimos ao atendimento a pedidos de

extensão de Redes de distribuição de média tensão de energia elétrica, em áreas fora do

perímetro urbano das sedes municipais e dos aglomerados populacionais, nas áreas de

concessão das empresas do Grupo Energisa, quando de interesse e iniciativa de terceiros,

de modo que as instalações sejam aprovadas e energizadas pelas empresas do Grupo

Energisa, fazendo parte integrante imediata do sistema de distribuição das empresas

concessionárias.

2. APLICAÇÃO

A presente Norma aplica-se a projetos de implantação de Redes novas, reformas e

extensões de Redes de Distribuição de Média Tensão (LDMT) aéreas, nas tensões

nominais primárias de 11,4 kV a 34,5 kV, conforme cada Empresa do Grupo Energisa.

São apresentados os critérios básicos para levantamento de carga,

dimensionamento elétrico e mecânico, proteção, interligação, seccionamento, além de

metodologia para elaboração e apresentação de projetos.

Os critérios aqui estabelecidos aplicam-se nas áreas de Comercialização,

Distribuição e de Serviços Técnicos, e valem tanto aos projetos executados pela Energisa,

como aos projetos particulares.

3. TENSÕES DE FORNECIMENTO


Esta padronização se aplicará em redes de distribuição tanto de características

urbanas como rurais, para circuitos monofásicos, bifásicos e trifásicos, nas tensões

primárias e secundárias de acordo com as Concessionárias de Energia do grupo Energisa:

Tensão Primária

TENSÃO (KV) Empresa

34,5 / 19,9 EMS EMT ESS ETO

22,0 / 12,7 EMG

13,8 / 7,96 EBO EMS EMT EPB ESE ESS ETO

11,4 / 6,58 EMG ENF ESS

Tensão Secundária

Tensão (V) Empresa

440 / 220 ETO

380 / 220 EBO ENF EPB ETO

254 / 127 EMT ESS

230 / 115 ESS

220 / 127 EMG EMS ESE ESS

Legenda:

EBO – Energisa Borborema

EMG – Energisa Minas Gerais

EMS – Energisa Mato Grosso do Sul

EMT – Energisa Mato Grosso

ENF – Energisa Nova Friburgo

EPB – Energisa Paraíba

ESE – Energisa Sergipe

ESS – Energisa Sul Sudeste (compostas pelas concessionárias: Caiuá Distribuição de Energia S.A., Companhia Força e Luz do Oeste, Companhia Nacional de Energia Elétrica, Empresa de Distribuição de Energia Elétrica Vale Paranapanema S.A. e Empresa Elétrica Bragantina.) ETO – Energisa Tocantins

4. DEFINIÇÕES

Alimentador de Distribuição - Parte de uma rede primária numa

determinada área de uma localidade que alimenta, diretamente ou por intermédio de seus

ramais, transformadores de distribuição da concessionária e/ou de consumidores.


Alimentador Exclusivo - Alimentador de distribuição sem derivações ao

longo de seu percurso que atende somente a um ponto de entrega.

Carga Instalada - Somatório das potências nominais de uma unidade

consumidora, excluindo-se os equipamentos de reserva.

Chave de Proteção ou Chave Fusível de Distribuição – É a chave utilizada

com a finalidade básica de proteção dos circuitos primários de distribuição e/ou de

equipamentos neles instalados, desligando automaticamente os circuitos ou equipamentos

que estejam sob condições de defeito ou sobtensão ou correntes anormais, baseado em

princípio térmico, através de sobreaquecimento e fusão de um elo condutor fusível quando

atingido o limite de corrente pré-estabelecido.

Chave de Manobra ou Chave Seccionadora Tipo Faca - É a chave

utilizada com a finalidade básica de seccionamento ou restabelecimento de circuitos, em

condições normais, para fins de manobras como transferências de cargas, desligamentos

de circuitos, etc., através de fechamento ou abertura de um componente em forma de

barra metálica basculante condutora, e operado mecanicamente com auxílio de vara de

manobra.

Concessionária ou Permissionária de Distribuição de Energia Elétrica -

Agente titular de concessão ou permissão Federal para prestar o serviço público de

energia elétrica, referenciado, doravante, apenas pelo termo “Concessionária”.

Consumidor Atendido - Titular de Unidade Consumidora atendida

diretamente por sistema da Concessionária, conforme regulamentação da Agência

Nacional de Energia Elétrica-ANEEL.

Consumidores Especiais - Consumidores cujas cargas ocasionam

flutuações de tensão na Rede, necessitando, portanto, de uma análise específica para o

dimensionamento elétrico da mesma.

Consumo - Quantidade de energia elétrica (kWh) absorvida em um dado

intervalo de tempo.

Demanda - Soma das potências elétricas (KVA ou KW) instantâneas médias

solicitadas por consumidores, durante um período de tempo especificado.


Demanda Diversificada - Demanda média de um consumidor em um grupo

de consumidores de mesma classe, tomando em conjunto à soma das demandas

máximas individuais, dividida pelo número de consumidores considerados.

Demanda Máxima - Maior demanda verificada durante um período de tempo

especificado.

Derivação de Distribuição - Ligação feita em qualquer ponto de uma Rede

de distribuição para um alimentador, ramal de alimentador, transformador de distribuição

ou ponto de entrega.

Estrutura Ancorada - Suporte na qual é feita a ancoragem de todos os

condutores de dois vãos contínuos de uma Rede.

Estrutura de Apoio - Estrutura que suporta os condutores e/ou estais

componentes de uma Rede aérea.

Estai - Cabo destinado a assegurar ou reforçar a estabilidade de um suporte

de Rede aérea, transferindo esforços para outra estrutura, contrapôs-te ou âncora.

Fator de Agrupamento de Medidores - Esse fator leva em consideração a

diversificação das cargas e a coincidência das demandas máximas dos consumidores

individuais da edificação de uso coletivo, que definirão a demanda dessa edificação.

Fator de Carga – É a razão da demanda média pela demanda máxima

ocorrida no mesmo intervalo de tempo especificado.

Fator de Coincidência ou Simultaneidade - Relação entre a demanda

simultânea máxima de um conjunto ou determinado grupo de consumidores, e a soma das

demandas máximas individuais, ocorridas no mesmo intervalo de tempo especificado. É

calculado ainda, pelo inverso do fator de diversidade.

Fc = 1 / Fdi

Fator de Demanda - Razão da demanda máxima pela carga instalada do

sistema ou da instalação considerada.

FD = Dmáx. / Cinst


Fator de Diversidade - Razão entre a soma das demandas máximas

individuais de um determinado grupo de consumidores e a demanda máxima real total

desse mesmo grupo, a razão entre a demanda máxima de um consumidor e a sua

demanda diversificada.

Fdi = Dmáx. indiv. / Dd

Fator de Potência - Razão entre a potência ativa (kW) e a potência aparente

(kVA) da instalação.

FP = P ativa / P aparente

Fator de Utilização - Razão da máxima demanda verificada pela capacidade

nominal de um sistema.

Flecha - Maior distância, em um vão de Rede aérea, entre um condutor e a

reta que passa por seus pontos de fixação, medida em condições específicas.

Rede Primária - Parte de uma Rede de distribuição que alimenta

transformadores de distribuição e/ou pontos de entrega sob a mesma tensão primária

nominal.

Rede de Distribuição Aérea Rural (RDR) - Parte integrante do sistema de

distribuição implantado, na sua maior parte, fora do perímetro urbano de cidades, distritos

e vilas.

Rede Secundária - Parte de uma Rede de Distribuição Aérea alimentada

pelo secundário do transformador de distribuição.

Queda de Tensão - Diferença entre as tensões elétricas existentes em dois

pontos distintos de um circuito, percorrido por corrente elétrica, observadas no mesmo

instante.

Ramal de Alimentador - Parte de um alimentador de distribuição que deriva

diretamente do tronco do alimentador.

Sistema de Distribuição - Parte de um sistema de potência destinado ao

transporte e distribuição de energia elétrica, a partir do barramento secundário de uma

subestação (onde termina a transmissão ou subtransmissão), até os pontos de consumo.

Sistema Radial - Sistema ou parte de um sistema de potência no qual, em

condições normais de operação, só pode haver fluxo de energia em um único sentido.


Subestação de Distribuição - Subestação abaixadora e/ou elevadora de

tensão da qual derivam os alimentadores de distribuição.

Tensão Primária de Distribuição - Tensão disponibilizada no sistema

elétrico da concessionária, com valores padronizados iguais ou superiores a 1 kV.

Transposição - Permutação da posição relativa dos condutores de uma

Rede elétrica.

Tronco do Alimentador - Parte de um alimentador de distribuição que

transporta a parcela principal da carga total. Normalmente é constituído por condutor de

bitola mais elevada, caracterizado por um dos seguintes fatores:

o Transporte do total ou de parcela ponderável da carga servida pelo

alimentador;

o Alimentação ao principal consumidor do alimentador;

o Interligação com outro alimentador, permitindo transferência de carga

entre os alimentadores.

Vão - Distância horizontal entre dois suportes consecutivos de uma Rede

aérea.

Vão Básico do Gabarito - Vão adotado na elaboração da tabela de flechas,

a partir da tração horizontal correspondente, para construção do gabarito.

Vão Ancorado - Vão compreendido entre duas estruturas de ancoragem.

Vão Contínuo - Série de 02 (dois) ou mais vãos compreendidos entre

estruturas de ancoragem.

Vão Regulador - Vão fictício, mecanicamente equivalente a uma série de

vãos contínuos, compreendidos entre estruturas ancoradas, e que serve para a definição

do valor do vão para tração de montagem.

5. CONSIDERAÇÕES GERAIS

Os critérios aqui estabelecidos se aplicam tanto a projetos particulares como os

executados pela Energisa, através do Departamento de Engenharia e Construção. Servem

ainda, para fornecer aos proponentes os elementos necessários à preparação e

apresentação de propostas para elaboração dos serviços aqui especificados, sempre que

citada explicitamente como parte integrante das Normas Gerais de Licitação.

Toda obra de implantação, de reforma ou ampliação de Rede de Distribuição Rural

(RDR) deve ser precedida do respectivo projeto executivo.


Todo projeto de Rede deve ser elaborado e executado em princípio pela

Concessionária. Entretanto, é permitida sua elaboração por entidades físicas ou jurídicas,

públicas ou particulares e sua execução por firmas jurídicas, desde que possuam

responsabilidade técnica de profissionais habilitados, devidamente registrados no CREA e

pautem a sua elaboração e execução dentro das Normas da Energisa e Legislação

Ambiental Federal e Estadual competentes. Todo projeto que não for elaborado pela

Energisa (obra particular) deve, antes de sua execução, ser submetido à análise e

aprovação desta. Nenhuma obra pode ser iniciada sem que o projeto tenha sido

previamente aprovado pela Energisa.

Os projetos devem ser realizados sempre por profissionais habilitados, e caso não

contenham a ART (Anotação de Responsabilidade Técnica) de execução de obra

registrada no CREA será emitida carta com ressalva indicando a necessidade de

reapresentação deste projeto com a respectiva ART de execução, no prazo máximo de 60

dias, para emissão de carta final de liberação do projeto para execução.

A declaração de carga apresentada no projeto deve ser assinada pelo proprietário e

ter firma reconhecida. Caso esta recomendação não seja atendida o projeto será devolvido

para correção.

Nos projetos deverão obrigatoriamente ser indicados os dados do interessado,

endereço de correspondência, telefone, e-mail, etc., acrescido de cópia recente de

documento que comprove o endereço como cópia de conta de telefone, água, IPTU ou

outro documento em nome do interessado.

A intervenção na Rede de distribuição da Energisa (conexão de Redes novas às

Redes existentes e implantação de novo poste sob Rede existente) somente poderá ser

efetuado por prepostos desta.

As cartas de aprovação de projetos particulares já irão conter a advertência de que

a inobservância dos termos acima implicara em notificação administrativa e denúncia

formal ao CREA.


O orçamento para realização das intervenções projetadas será encaminhado em

até 30 dias junto com a aprovação definitiva do projeto.

Deverá ser apresentada aprovação ambiental para construção da Rede (quando

aplicável).

As notas e garantias dos fabricantes dos materiais aplicados na Rede deverão ser

entregues à Energisa no momento da fiscalização e deverão compor o projeto

encaminhado para cadastro.

Caso ocorra defeitos nos equipamentos/materiais durante o período de garantia o

fornecedor deverá ser acionado.

Tratando-se de Sistemas Monofilares com Retorno por Terra (MRT), devem ser

observadas as exigências específicas estabelecidas no Apêndice A.

6. PLANEJAMENTO

A elaboração de projeto deve ser precedida de estudos de planejamento,

elaborados segundo orientações específicas e consistindo das seguintes etapas:

6.1. Planejamento da Rede

Devem ser efetuados os levantamentos e estudos das características das cargas,

estimativa da demanda e análise das condições de fornecimento, proporcionados pelo

sistema atual em função do crescimento da carga. A partir dessa análise deve ser tomada

a decisão quanto à necessidade ou não de reforma da Rede existente ou a construção de

uma nova Rede.

6.2. Confiabilidade

Com base na configuração básica estabelecida para a Rede e visando proporcionar

uma confiabilidade dentro dos parâmetros adequados, devem ser definidos os pontos para

as interligações e as localizações das chaves para seccionamentos, de forma a permitir a

minimização do tempo e das áreas afetadas pelas interrupções durante os serviços de


manutenção ou situações de emergência, bem como, nos casos de transferência de

cargas de uma Rede a outra mediante interligações.

6.3. Proteção da Rede

Devem ser definidos os tipos e as localizações dos equipamentos de proteção

contra sobrecorrentes e sobretensões, tais como, religadores automáticos, seccionadores

automáticos, chaves fusíveis e para-raios.

6.4. Correção dos Níveis de Tensão

Juntamente com o dimensionamento do condutor, devem ser analisada, técnica e

economicamente, as seguintes alternativas, dentro do horizonte de projeto, visando o

controle dos níveis de tensão ao longo do tempo:

Troca de tap’s nos transformadores;

Troca do condutor instalado no ano inicial;

Instalação de religadores;

Instalação de reguladores de tensão;

Instalação de bancos de capacitores.

6.5. Disponibilidade de Carga (estudo de viabilidade técnica de

atendimento)

A solicitação deve ser feita à área de Planejamento da Distribuição para a devida

apreciação e estudo de viabilidade técnica de atendimento.

6.6. Levantamento Cadastral

Consiste no levantamento físico e das características de carga dos consumidores

rurais, localizados em planta, para elaboração e viabilização de projetos de Redes de

Distribuição Rural.


Todas as vias de acesso às propriedades, devem ser localizadas sequencialmente,

conforme forem sendo elaborados os cadastros. As distâncias e deflexões das estradas

devem ser informadas através de coordenadas “UTM” obtidas de equipamento rastreador

GPS (global positioning system).

Características marcantes do terreno devem ser anotadas em croquis, tais como:

córregos lagos; montanhas; florestas; cruzamento de estradas e outras Redes elétricas

existentes na região.

Devem ser delimitadas as unidades de conservação ambiental (mananciais,

reservas florestais, etc.), os aglomerados (cidades, vilas, etc.), as obras de engenharia

(rodovias, ferrovias, aeródromos, etc.), pedreiras, sítios arqueológicos, etc., atendendo as

exigências dos órgãos ambientais, Federal e Estadual.

Todas as propriedades cadastradas devem ser locadas e numeradas

sequencialmente, conforme o número do cadastro.

Posteriormente, no escritório, as anotações de campo devem ser colocadas em

escala, para se tiver uma visualização bem aproximada da região cadastrada.

Utilizando-se das informações cadastradas no banco do geoprocessamento,

mapas, fotografias aéreas, plantas com localização das propriedades e outros, devem ser

preenchidos os seguintes documentos:

Termo de Autorização de Passagem (Anexo 01)

Ficha de Levantamento Cadastral Rural (Anexo 02)

6.7. Termo de Autorização de Passagem

Por ocasião do cadastramento, deve ser obtida dos proprietários a assinatura do

"Termo de Autorização de Passagem” (Anexo 01).

A “Autorização de Passagem” deve ter Firma Reconhecida do proprietário das

terras por onde deve passar a RDR.


6.8. Ficha de Levantamento Cadastral

Devem ser cadastradas todas as propriedades da região que estejam dentro da

área de abrangência do projeto, utilizando-se uma ficha para cada propriedade,

independente de pertencer a um mesmo proprietário, devendo-se proceder do mesmo

modo, se houver mais de um ponto de entrega para a mesma propriedade.

O levantamento deve ter início na propriedade mais próxima da Rede Tronco Rural,

de modo que a sequência de numeração das fichas corresponda ao afastamento do

tronco.

Devem ser caracterizadas as atividades principais desenvolvidas na propriedade

tais como: pecuária de corte, pecuária leiteira, agricultura (tipos), suinocultura, fruticultura,

horticultura, devendo ser indicados também outros tipos de atividades tais como:

reflorestamento, recreio, posto de gasolina, comércio, indústria, etc., e o valor de mercado

da propriedade, conforme Anexo 03;

Devem ser relacionados todos os aparelhos eletrodomésticos e eletromecânicos

que o proprietário possua ou pretenda instalar, anotando-se as quantidades e as potências

em Watts (Ver tabela 001 NDU 001) de cada equipamento, a potência total e a demanda

nas colunas correspondentes da Ficha de Levantamento Cadastral, conforme Anexo 02.

Projeto com Alimentação de Novas Localidades

Uma nova localidade é considerada para efeito de projeto, como único bloco de

carga e pode possuir ou não serviço de energia elétrica.

a) No caso de existir Serviço de Energia Elétrica

Neste caso, devem ser levantados os dados das cargas instaladas levando em

conta a existência de projetos para reforma de Rede, projetos para atendimento de novas

áreas, de atendimento a consumidores grandes ou especiais. No caso de não existir

Serviço de Energia Elétrica


Todos os dados necessários à definição de carga instalada devem ser baseados

em estimativa. É importante o grau de confiabilidade do cadastramento das propriedades

existentes. Devem ser pesquisados, o grau de urbanização das áreas de interesse, o tipo

provável de ocupação e as perspectivas de crescimento, para que se possa definir a carga

a ser considerada.

Projeto sem Alimentação de Novas Localidades

Todo projeto de Rede de distribuição rural tem como objetivo principal, atender a

um maior número de consumidores. É imperioso que todas as cargas potenciais devam

ser consideradas por ocasião do dimensionamento elétrico. Podem-se resumir nas

seguintes, as situações possíveis de serem encontradas para consideração de carga:

a) Cargas individualizadas por propriedades isoladas, aleatoriamente

distribuídas ao longo do caminhamento e dentro da faixa de influência do traçado

caracterizando as propriedades rurais;

b) Núcleos populacionais ou aglomerações de propriedades, juridicamente

organizados ou simplesmente dispostos, identificando comunidades rurais ou

povoações;

c) Cargas Especiais

As cargas a considerar nestes casos devem ser fundamentadas no levantamento

cadastral realizado de modo a avaliar a real necessidade de carga a ser instalada.

O dimensionamento da potência do transformador deve ser feito considerando-se a

demanda da carga total somada com a demanda das cargas especiais. Na determinação

do transformador para atender dois ou mais consumidores, devem ser adotados, como

critério básico, o ponto de entrega de energia dos consumidores que deve estar localizado

a uma distância máxima de 160 metros da Estação Transformadora, obedecendo à queda

de tensão admissível.


Para as cargas especiais, além dos dados básicos acima, deve ser anotada a

existência de aparelhos que possam ocasionar oscilações de tensão na Rede ou outro tipo

de influência considerada anormal.

d) A classificação do consumidor como “carga” está vinculada às condições

gerais de fornecimento, em vigor na Empresa.

e) O croqui proveniente do levantamento cadastral dá origem ao Mapa Chave,

desenhado em Auto CAD, no formato A1, escala 1:25000, contendo a localização, número

do cadastro e potência a ser instalada para cada propriedade rural. O levantamento

cadastral deve ser obtido com o uso do equipamento rastreador GPS (global positioning

system).

6.9. Estimativa de Demanda

Dependendo das condições da área considerada, recomenda-se que seja efetuada

previsão da demanda para 10 anos.

A estimativa da taxa anual de crescimento de carga deve ser baseada no índice de

crescimento do consumo característico da região. O fator de multiplicação para

determinação de demanda no final do período, em função da taxa de crescimento, consta

na tabela a seguir:


7. LEVANTAMENTO TOPOGRÁFICO

O levantamento topográfico deve ser dividido em três etapas distintas:

Implantação do traçado;

Levantamento planialtimétrico;

Elaboração dos desenhos.

7.1. Implantação do Traçado

A escolha do traçado é a fase mais importante da execução do projeto, pois dele

depende a melhor solução, mecânica, econômica, ambiental e operacional da RDR.

A implantação do traçado deve ser baseada no desenho de Mapas Chave,

elaborado por ocasião do levantamento cadastral.

Devem ser pesquisados, estudados e analisados todos os fatores que influenciam

no projeto, dentre os quais, entre outros, citam-se:

Não existindo rodovias para serem tomadas como diretrizes do traçado, deve-se

optar o mais possível pela linha reta;

Existindo rodovias para serem tomadas como diretrizes, o traçado deve ser, em

princípio, o mais próximo e paralelo possível de uma das margens das referidas

rodovias;

5 10 15

1 1,051 1,105 1,161

2 1,104 1,219 1,346

3 1,159 1,344 1,558

4 1,217 1,480 1,801

5 1,276 1,629 2,079

6 1,338 1,791 2,397

7 1,403 1,967 2,759

8 1,469 2,159 3,172

9 1,539 2,367 3,642

10 1,611 2,594 4,178

Taxa de

Crescimento Anual

%

Período (anos)

TABELA 2 - FATOR DE MULTIPLICAÇÃO PARA

DETERMINAÇÃO DA DEMANDA NO FINAL DO

PERÍODO EM FUNÇÃO DE CRESCIMENTO


No caso das rodovias escolhidas como diretrizes terem as faixas bem definidas,

o traçado deve, em princípio, desenvolver-se totalmente dentro das respectivas

faixas e distante, no máximo, 1,5m da cerca limítrofe. Neste caso, devem ser

obedecidas as normas próprias de ocupação dos órgãos responsáveis pela

rodovia (DNIT, Órgãos Estaduais e Prefeituras Municipais).

No caso das estradas escolhidas como diretrizes terem faixas não definidas ou

faixas muito estreitas, o traçado deve ter um afastamento mínimo da margem

das mesmas, sem o prejuízo de uma possível ampliação da pista.

O traçado pode afastar-se da diretriz escolhida, sempre que necessário. No caso

da diretriz ser uma rodovia, o traçado pode afastar-se ou mesmo cruzá-la a fim

de cortar as curvas ou desviar obstáculos;

No caso da diretriz ser uma rodovia, é conveniente que o afastamento da RDR

não seja superior a 50m, para não dificultar o acesso à Rede;

O traçado, sempre que possível, deve contornar os seguintes tipos de

obstáculos naturais ou artificiais:

a) Canaviais;

b) Mato denso;

c) Áreas reflorestadas ou áreas reservadas para reflorestamento;

d) Cafezais;

e) Pomares;

f) Lagoas, lagos, represas, açudes;

g) Locais impróprios para fundação;

h) Erosões;

i) Terrenos muito acidentados;

j) Terrenos com inclinações transversais superior a 50%;

k) Picos elevados;

l) Locais onde normalmente são detonados explosivos;

m) Loteamento e terrenos muito valorizados;

n) Benfeitorias em geral;

o) Aeródromos;

p) Outros não mencionados, mas que, a critério do topógrafo e / ou projetista,

mereçam ser contornados.

O traçado deve considerar como de preservação permanente, as áreas e / ou

vegetação situadas nos seguintes locais:

a) Ao longo dos rios ou de qualquer curso d'água;

b) Ao redor das lagoas, lagos e reservatórios d'água naturais ou artificiais;

c) Nas nascentes permanentes ou temporárias incluindo os olhos d'água seja

qual for sua situação topográfica;

d) No topo de morros, montes, montanhas e serras;


e) Nas bordas dos tabuleiros ou chapadas;

f) Nas encostas ou partes destas;

g) Nas cavidades naturais subterrâneas.

Quando a passagem por estas áreas for inevitável, deve ser objeto de consulta a

Órgão Estadual Competente e qualquer prosseguimento aos serviços sem a

prévia consulta, deve correr por conta e risco da Empreiteira e do proprietário.

Caso o traçado tenha que forçosamente atravessar loteamento ou terrenos

muito valorizados, deve-se aproveitar o mais possível os arruamentos,

procurando desta forma, minimizar as desapropriações;

O traçado não pode passar sobre qualquer tipo de edificação;

Caso o traçado tenha que se aproximar muito de aeródromos deve ser

observado o plano básico de zonas de proteção regulamentado pelo Capitulo III

do Código Brasileiro do Ar (Anexo 04).

O número de ângulo do traçado e seus valores devem ser reduzidos ao mínimo

indispensável para a boa execução do traçado, para não implicar em estruturas

especiais que oneram o custo do projeto;

Os ângulos devem ficar sempre que possível afastado das margens das

estradas de uma distância mínima igual a 1,5 vezes a altura da estrutura,

devendo ser previstos em pontos de maior elevação do terreno;

Deve-se também cuidar para que as travessias sobre a rodovia restrinjam-se ao

mínimo possível, principalmente as travessias que implicam em estruturas

especiais.

Em todas as travessias necessárias ao desenvolvimento do traçado devem ser

locados ângulos os mais próximos possíveis de 90 graus, com relação ao eixo a

ser atravessado.

Relação das principais travessias que podem ocorrer com ferrovias, rodovias

(federal, estadual e municipal), Redes de distribuição, Redes e Redes de

telecomunicações, sinalização e controle, Redes de transmissão, vias

navegáveis, oleodutos, gasodutos e adutoras. Os ângulos mínimos permitidos

entre o traçado e o eixo do elemento a ser atravessado, bem como as distâncias

horizontais e as alturas de segurança mínimas permitidas devem ser obtidas

através de consulta às Normas dos órgãos competentes.

No caso de travessias de Redes e Redes em geral, o traçado deve ser lançado

de modo a permitir que a Rede de tensão mais alta fique sempre em nível

superior ao de tensão mais baixa e que possam ser satisfeitas as distâncias

mínimas de segurança;

NOTA: No caso em que as duas estruturas da Rede de Transmissão (RT) no vão

considerado sejam de suspensão, deve-se considerar o acréscimo da parcela de 0,02b


aos valores acima, sendo b a distância horizontal (metros) entre o eixo da Rede inferior e

as estruturas mais próximas da RT superior.

No caso de travessias de rios, canais, córregos, ravinas, etc., deve-se de

preferência, lançar o traçado em barrancas ou em locais pouco afetados por

inundações, para não onerar o custo do projeto;

O traçado deve ser tal que, permita a existência de uma faixa livre, a partir do

eixo, com 10m para cada lado, perfazendo 20m de largura. Eventualmente, desde

que exista alguma razão especial, a largura da faixa pode ser alterada a critério

da fiscalização;

No caso de ocupação de faixas de rodovias, o traçado deve atender

rigorosamente as normas próprias dos órgãos responsáveis pelas mesmas.

No caso de ocupação da faixa de Redes de transmissão da própria

concessionária, em especial nas proximidades de subestações congestionadas,

os setores responsáveis devem ser consultados previamente;

No caso de paralelismo com outras Redes de distribuição, bem como com Redes

de transmissão os setores responsáveis devem ser consultados.

No caso de travessias sobre gasodutos, deve ser consultada a NBR12712 -

Projeto de Sistemas de Transmissão e Distribuição de Gás Combustível;

Em obras contratadas pela Energisa, devem ser instalados marcos de concreto no

vértice e a cada 02 (dois) km em alinhamentos longos. Os marcos de concreto

devem ter a forma de um tronco de pirâmide de seção reta quadrada, com 50cm

de altura e bases superior e inferior com 10 e 20 cm de lado, respectivamente. Os

marcos de vértice devem ser denominados de MA para alinhamento e MV para os

vértices e numerados separadamente, em ordem crescente, a partir do MA = 0 e

MV = 1;

Por ocasião do levantamento planialtimétrico, as estações que coincidam com os

marcos (caso dos vértices) devem ser numeradas normalmente com indicação no

croqui da correspondência entre os números do marco e da estação

correspondente;

Em terrenos agrícolas mecanizáveis, os marcos devem ser protegidos com

mourões de madeira de modo a evitar que sejam danificados ou danifiquem

máquinas agrícolas.

7.2. Levantamento Planialtimétrico


O levantamento do eixo da RDR deve ser feito tomando-se como base os pontos de

referência instalados ou definidos durante a implantação do traçado.

O levantamento planialtimétrico pode ser executado pelo sistema estadimétrico,

sendo as cotas do projeto, calculadas pelo sistema taquimétrico, tangencial, ou

geométrico; neste último caso, é necessário satisfazer a equação:

Fv – Fn = 0

Onde:

Fv - Somatória das visadas de Vante;

Fn - Somatória das visadas de Ré.

O levantamento da faixa e o nivelamento do perfil correspondente ao traçado

devem ser executados concomitantemente com o lançamento deste último no terreno.

A faixa a ser levantada deve ter, salvo instrução em contrário, 20m de largura,

sendo 10m para cada lado do traçado.

7.2.1. Levantamento de Dados Técnicos para Travessias

Travessias de Estradas e Ferrovias

Devem constar todos os detalhes planialtimétricos, dados para identificação da estrada

inclusive rumos e nomes das localidades mais próximas por ela servida, posição

quilométrica do ponto de cruzamento a mais exata possível, cotas do eixo da estrada e

das cristas dos cortes ou pés de aterro, ângulos de cruzamentos e posições relativas das

cercas e postes das Redes telefônicas existentes e localidades adjacentes ao ponto de

cruzamento da RDR. No caso de ferrovia, indicar se a mesma é eletrificada.

Os ângulos de cruzamentos estabelecidos no item 7.1 somente podem ser adotados

se a distância entre os limites da faixa de domínio da rodovia, medida ao longo da RDR,

não exceder a 100m. Caso isto ocorra, deve ser alterado o traçado de modo a satisfazer

esta exigência.

Travessias de Redes


Devem constar situação de paralelismo ou pontos de cruzamento, posição e cotas

inclusive croqui com as dimensões principais, sua altura e altura dos cabos e fios mais

altos e mais baixos no ponto de cruzamento e nas estruturas adjacentes, tensão de

operação e as localidades mais próximas por ela servidas. Deve ser indicada a

temperatura ambiente no momento do levantamento das alturas dos condutores.

Travessias de Rios

Devem ser levantadas as cotas do nível d’água normal e da enchente máxima. No

caso de rios navegáveis, a cota de enchente máxima deve ser a cota real, necessitando-

se, portanto, da amarração do eixo a um RN verdadeiro.

Informações sobre a navegabilidade dos rios podem ser adquiridas através dos

Órgãos Federais e Estaduais competentes.

7.2.2. Levantamentos Complementares

Os levantamentos complementares de acidentes na faixa ou nas suas imediações, que

possam interessar ao projeto da Rede de Distribuição Rural devem ser executados com

precisão de detalhamento compatíveis com cada caso. A seguir os casos mais comuns

com respectivos requisitos mínimos:

Acidentes Isolados Importantes

Entram nesta categoria edificações, blocos de pedra, etc. Deve constar: posição relativa,

contorno aproximado, cota do topo e indicações de sua natureza;

Cursos d'água

Entram nesta categoria, rios, córregos, ribeirões, etc. Deve constar: o sentido da

correnteza, sua denominação, nível d'água por ocasião do levantamento, bem como

estimativa provável da área inundável;

Terrenos Impróprios para Fundação


Entram nesta categoria, brejos, pântanos, erosões, terrenos pouco consistentes, rochas,

etc. Deve constar: posição relativa, delimitação e indicação de sua natureza;

Tipo de Vegetação e Cultura

Entram nesta categoria: mato, cerrado, capoeira, pasto, pinheiral, cafezal, etc. Deve

constar: tipo de divisas e sua posição dentro da faixa;

Tipo de Divisas de Propriedades

Entram nesta categoria: muros, cercas e valas divisórias, etc. Deve constar: tipo de divisas

e sua posição dentro da faixa;

Nomes de Proprietários

Entre duas divisas consecutivas qualquer, deve sempre constar o nome do proprietário do

trecho de faixa a ser levantada.

Outros Acidentes

Qualquer outro acidente de importância que interferir no desenvolvimento do traçado, deve

ser levantado. De modo geral, deve constar: posição e cotas relativas, alturas, delimitação

e indicação de sua natureza, conforme a importância que possa ter para o

desenvolvimento do traçado;

As cercas que cruzam a diretriz da RDR devem ter os mourões adjacentes ao eixo,

pintados de vermelho para facilitar localização futura.

Levantamento Especial

Toda vez que houver necessidade de reproduzir um determinado acidente com maior

fidelidade, deve-se lançar mão de levantamento com maior precisão, geralmente na escala

1:1000, e desenhá-lo em planta, à parte, em papel branco de boa qualidade e a lápis.

Caderneta de Campo


As cadernetas de campo devem ser apresentadas conforme modelo do Anexo 05, e

conter, entre outros, os seguintes elementos:

a) Indicação do Norte Magnético amarrado ao marco zero do levantamento;

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

c) O levantamento planialtimétrico do traçado e também o dos detalhes quando

necessário, acompanhado dos respectivos croquis.

d) Todos os elementos medidos no terreno e / ou calculados; cotas; distâncias

progressivas; distâncias horizontais e verticais; ângulos horizontais e verticais, sendo

que a numeração de estações e pontos intermediários deve obedecer ao estipulado

no levantamento planialtimétrico.

e) Assinatura com carimbo do profissional, devidamente credenciado no CREA, para

trabalhos desta modalidade técnica.

f) Vinculação ao projeto elétrico, da ART de topografia.

NOTA :Toda vez que o ângulo vertical for igual ou superior a 15 graus não devem ser

feitas leituras estadimétricas, para se evitar o erro de paralaxe.

Deve-se, entretanto, fazer duas leituras de fio médio em dois pontos diferentes da

estádia e os respectivos ângulos verticais, aplicando as seguintes fórmulas para distâncias

horizontais:

D (cotg a - cotg b) = Y - Y'

Onde:

D - distância horizontal;

a - ângulo zenital menor;

b - ângulo zenital maior;

y - leitura maior do Fm sobre a estádia;

y’ - leitura menor do Fm sobre a estádia.

Cota = ± D (± cotg a) + Ai - Fm + H


Onde:

Ai - Altura do instrumento

Fm - Fio médio

H - Cota anterior

Os dados da Caderneta devem ser preenchidos em campo e seu original entregue

ao projetista. Não é recomendável “passar a limpo” a Caderneta, pois pode ser uma fonte

de erro no projeto.

Os cálculos nas Cadernetas devem ser efetuados com duas casas decimais.

Planta do Traçado

Na planta devem ser indicados, a direção, o norte magnético, os detalhes de saída

e de chegada e todos os acidentes principais existentes nessa faixa, tais como: casas

(com nome do proprietário), córregos, estradas de ferro e de rodagem, Redes telefônicas,

telegráficas e de energia elétrica existentes, cercas, etc. A planta do traçado deve ser

desenhada na escala 1:25.000.

Quando a Rede tronco ou ramais derivarem de Rede existente, deve constar na

Planta do Traçado, trecho desta Rede, contendo os números das estruturas de derivação

e das adjacentes, bem como sua identificação (origem e destino, e vão entre as mesmas).

Simbologia

A simbologia a ser observada para os trabalhos topográficos e para representação

gráfica em projetos deve ser a constante do Anexo 06.

7.3. Desenho da Planta e do Perfil

7.3.1. Escalas

A planta e o perfil devem ser desenhados em AutoCAD no formato A e escalas

1:5000 horizontal e 1:500 vertical, conforme modelo do Anexo 7 – Item 02


Para projetos com extensão inferior a 2.000m em planta, e planta e perfil, pode-se

utilizar outros formatos padrão ABNT, conforme Anexo 7 – Item 01

7.3.2. Planimetria

Na planimétrica devem constar, no mínimo, as seguintes informações:

Indicação de estradas de rodagem, municipais, federais, estaduais, ferrovias,

hidrovias;

Todas as Redes de transmissão, distribuição de energia e comunicações;

Indicação de divisas das propriedades com os nomes dos respectivos

proprietários;

Todas as culturas, tipos de vegetação e tipo de terreno;

Detalhes dos pontos de saída, chegada e deflexão de Rede, inclusive suas

coordenadas geográficas em UTM, e no DATUM SIRGAS 2000 (para Energisa

Minas Gerais, Energisa Nova Friburgo, Energisa Paraíba, Energisa Borborema e

Energisa Sergipe) e no SAD 69 para as demais empresas do Grupo Energisa;

Núcleos populacionais e edificações;

Indicação do rumo ou azimute em todas as tangentes;

Indicação das estacas do levantamento topográfico com as distâncias

progressivas acumuladas nas mesmas e as respectivas cotas;

Indicação da existência de aeroportos;

Indicação das cercas existentes, com o número de fios de que é composta.

(Exemplo: 4FF = 4 fios de arame farpado e 4FL = 4 fios de arame liso).

7.3.3. Perfil

O perfil deve conter:

O traço do perfil do terreno;

Escala de cotas marcada a esquerda de cada desenho;


Altura dos obstáculos localizados no eixo da RDR.

7.3.4. Desenhos Especiais

Devem ser desenhados sempre que se fizer necessários, por imposição de

circunstâncias especiais, quando o simples desenvolvimento planialtimétrico não for

suficiente para definir com precisão a montagem das estruturas, a disposição dos

condutores, dos estais, etc., geralmente na escala H 1:100 e V 1:1000.

7.3.5. Desenhos de Travessias

Os desenhos de travessias devem ser elaborados dentro das necessidades e nas

escalas recomendadas pelos órgãos responsáveis, conforme item 8.3. Os desenhos de

levantamento de dados técnicos devem ser elaborados conforme padrão do Anexo 08.

7.3.6. Desenhos Complementares

Os desenhos complementares quando necessário, devem ser apresentados para

melhor entendimento do projeto. Considera-se como complementares, detalhes de

chegada ou saída de subestação, passagem sobre loteamento, zona urbana, com

indicação das ruas, entre outros.

7.3.7. Entrega dos Trabalhos Topográficos

Devem ser entregues os seguintes documentos:

a) Caderneta de campo com cópias em todas as vias do projeto;

b) Planta definitiva do traçado, inclusive detalhes planialtimétricos da interconexão às

Subestações e/ ou Redes de Distribuição Urbana e das construções ou benfeitorias na

faixa, em meio magnético e em AutoCAD;

c) Desenho de Planta e Perfil do levantamento da faixa, inclusive detalhes

planialtimétricos das travessias e acidentes mais importantes, em meio magnético e

AutoCAD;


d) Desenho de dados técnicos para elaboração de projetos de travessia (Anexo 08);

e) Eventuais levantamentos especiais em separado, na escala 1:100, em AutoCAD.

NOTA: Nos serviços topográficos contratados pela Energisa, as entregas parciais

de desenho de planta e perfil devem ser acompanhadas de 02 (duas) cópias em papel

e/ou meio digital, conforme definido pela concessionária, formato A1, do desenho de

Planta do Traçado, atualizadas com os lançamentos dos ramais já levantados.

Após a conclusão de todas as etapas do levantamento, deve ser enviado em meio

magnético, á área responsável, um dossiê completo dos trabalhos topográficos efetuados.

Para aprovação do levantamento topográfico, a Empreiteira deve encaminhar 02

(duas) cópias em papel, dos desenhos. A Energisa, após análise, deve devolver uma das

cópias, com as ressalvas ou observações, se necessárias. Feitas as correções, se houver,

a Empreiteira deve encaminhar os originais para aprovação em definitivo.

Para projetos particulares, a critério da Energisa, pode ser verificada no campo, a

veracidade de correlação de dados topográficos da Caderneta de campo e terreno natural.

Caso os valores obtidos extrapolem os erros máximos admitidos, devem ser cobrados da

Empreiteira todos os gastos concernentes ao deslocamento, homem hora etc., e re-

execução do levantamento pela Empreiteira.

8. TIPOS DE PROJETOS

8.1. Projeto de Melhoramento Elétrico

Neste tipo de projeto, a determinação da demanda deve ser obtida sempre através

de medição.

No processo por Medição, deve ser obtido o perfil da carga do alimentador

diretamente das medições de seu tronco e ramais, observando-se sempre a coincidência

com as demandas das ligações existentes em Média Tensão. Confrontando-se os

resultados dessas medições com as respectivas cargas instaladas, são obtidos fatores de

demanda típicos que podem ser, inclusive, utilizados como recurso na determinação de

demanda por estimativa em outras áreas.


a) Rede Tronco Rural - A determinação de demanda máxima de alimentadores

rurais basicamente é feita através do relatório de acompanhamento da subestação de

distribuição. Na impossibilidade de se obter a demanda máxima através de relatórios de

acompanhamento deve ser feita medição na saída do alimentador em estudo.

b) Ramais Rurais - Para determinação da demanda máxima dos ramais de

alimentadores rurais devem ser instalados amperímetros indicadores de corrente máxima

no início do ramal;

c) Consumidores ligados em Média Tensão - Deve ser feita verificação da

demanda máxima do consumidor através da leitura do medidor de kWh/ Demanda e

considerada ainda a previsão de aumento de carga;

d) Alimentadores e ramais - As medições devem ser efetuadas com a Rede

operando em sua configuração normal em dia de carga típica, por um período de

observação de 72 horas.

8.2. Projeto de Novas Localidades

Nos projetos de atendimento a novas localidades, a determinação da demanda

máxima é obtida pelo processo estimativo conforme segue:

a) A estimativa da demanda máxima deve ser feita em função da demanda dos

transformadores de distribuição de áreas similares já atendidas, considerando-se a

influência de demanda individual de consumidores de Média Tensão. Para esses

consumidores a demanda deve ser estimada em função da potência a ser instalada

aplicando-se fatores de demanda típicos conforme Tabelas 4 a 6 do Anexo 09. Pode

também ser considerada a demanda contratada entre o consumidor e a Energisa ou ser

aplicado um fator de demanda conhecido de consumidores similares.

b) A demanda máxima inicial também pode ser obtida aplicando-se um fator de

demanda pesquisado a nível Regional sobre o valor total dos kVA's nominais dos

transformadores previstos. Quando existirem cargas especiais pode-se determinar

separadamente as demandas máximas, utilizando um fator de demanda adequado ao

regime de funcionamento dessas cargas.


9. TENSÕES DE FORNECIMENTO

9.1. Escolha da Tensão e Sistema de Fornecimento

A tensão deve ser escolhida como a melhor solução, econômica e operativa, para

cada projeto.

Na elaboração de projetos que envolvem grandes áreas, para definição da tensão

de alimentação, faz-se necessário um estudo minucioso da região observando-se o

planejamento global do sistema de distribuição.

10. DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO

Definido o traçado da Rede, deve ser realizado o dimensionamento elétrico e

analisados os possíveis recursos de regulação de tensão e proteção. O resumo dos

cálculos elétricos pode ser apresentado na folha do Anexo 10.

O dimensionamento deve ser feito observando-se:

A corrente admissível pelo condutor;

A queda de tensão máxima permitida;

O custo global mínimo que inclui a análise dos custos de instalação e perdas;

A carga considerada no horizonte do projeto (10 anos).

9.2. Carregamento

Na configuração radial, o carregamento deve ser compatível com o limite térmico do

condutor. Quando houver previsão de interligação com outras RDR's devem ser

consideradas as cargas sujeitas à transferência.

Embora a configuração básica seja radial, em localidades onde se dispõe de mais

de uma Rede saindo de uma mesma subestação ou subestações diferentes, devem ser

previstas, na medida do possível, interligações com chaves seccionadoras a fim de


possibilitar a transferência de carga de uma para outra em caso de emergência ou de

manutenção.

Deste modo, ao projetar a interligação, deve-se observar se existe capacidade de

reserva para absorção de carga na eventualidade de defeito. Além disso, adotar

condutores de bitolas compatíveis, até o ponto de interligação, de tal forma a atender a

demanda total das Redes, com queda de tensão aceitável.

9.3. Cálculo de Queda de Tensão

A queda de tensão calculada para 10 anos não deve ultrapassar 15%, no ponto

extremo da Rede. Entende-se como queda de tensão máxima na Rede de Distribuição

Primária a queda compreendida entre o barramento da Subestação de Distribuição e o

ponto de entrega mais desfavorável. A queda de tensão máxima deve ser determinada em

função do perfil de tensão obtido, através de simulações de cálculo. Os projetos

particulares devem apresentar o cálculo de queda de tensão a partir do ponto de derivação

da Rede. Como referência, deve ser usado o valor máximo de 3% (três por cento).

Entretanto, o valor limite da queda de tensão deve ser fornecido pela Energisa, em função

do perfil de tensão e condições do sistema, o que pode implicar até mesmo em

redimensionamento dos condutores.

Torna-se assim, de grande valia, a consulta prévia a Energisa, do valor limite de

queda de tensão a adotar em cada projeto.

Os fatores a considerar na determinação do perfil são:

Comprimento da RDR;

Condutor;

Regime de variação de tensão na barra da Subestação;

Queda de tensão na Rede Primária e na derivação do consumidor até o

ponto de entrega;

Cargas a serem supridas.

O cálculo de queda de tensão e perda de potência usualmente é feito pelo método

da impedância usando-se o formulário para “Cálculo de Queda de Tensão" (Anexo 11).

Os coeficientes de queda de tensão percentual constam da Tabela 7 do Anexo 12,

em função das distâncias equivalentes da Tabela 8 do Anexo 13.


Alternativamente, o cálculo de queda de tensão pode ser feito utilizando-se o

processo simplificado descrito no Anexo 11 – Item 2.

Para os circuitos secundários, adotar a NDU-006 – Critérios Básicos para

Elaboração de Projetos de Redes de Distribuição Aéreas Urbanas.

No Apêndice D encontra-se o processo de cálculo da Queda de Tensão.

Alternativamente, o cálculo de queda de tensão pode ser feito utilizando-se o

processo simplificado descrito no Anexo 11 – Item 2.

9.4. Desequilíbrio de Carga

O desequilíbrio máximo permissível em qualquer ponto da RDR será de 15%.

O desequilíbrio deve ser calculado como se segue:

100*||%M

MF

I

IIId

3

CBA

M

IIII

Onde:

IM = Corrente média das fases;

IF = Corrente da fase;

Id %= Índice de desequilíbrio por fase.

Nos projetos de reforço e reforma/melhoramento, quando o desequilíbrio verificado

for superior ao valor máximo permissível, deve, sempre que possível, ser ajustado de

forma que seja atendido o limite de desequilíbrio.

11. CONDUTORES

Os condutores a serem utilizados nos projetos de rede rural primária serão em

cabos de alumínio com alma de aço, CAA, nas bitolas 1/0, 4/0 AWG e 336,4MCM. A

utilização do cabo CAA 2 AWG, será feita apenas em ramais de eletrificação rural.

Conforme tabela 23 da NDU 006.

11.1. Disposição dos Condutores


Nos circuitos trifásicos os condutores serão dispostos num mesmo plano horizontal,

com afastamento horizontal mínimo entre condutores de um mesmo circuito, dado por:

D = 0,00762.(V) + 0,368 √ F

Onde:

D = espaçamento horizontal mínimo entre condutores, em metros;

V = tensão nominal do sistema, entre fases, em kV;

F = flecha máxima dos condutores a 50ºC, em metros.

11.2. Distância Vertical entre Condutores de Circuitos Diferentes

A distância vertical mínima entre condutores de circuitos diferentes deve estar de

acordo com a Tabela 3.

11.3. Distância de Segurança entre dois Circuitos Paralelos em Estruturas

Diferentes

A distância horizontal mínima entre os condutores mais próximos de dois circuitos

paralelos é dada por:

DH = 0,00762.(V) + 0,1778 √ (F/ 0,0762 – 8)

Onde:

DH = distância horizontal mínima, em metros;

V = tensão nominal mais elevada dos dois circuitos, em kV;

F = maior flecha entre os condutores dos circuitos, em metros.

O valor DH não deve ser inferior a 1,50 metros;

Em locais onde não houver restrições de espaço para a locação dos postes, a

distância entre os dois circuitos deve ser aumentada de forma a facilitar eventuais

manutenções nas Redes.

12. DIMENSIONAMENTO MECÂNICO

12.1. Projeto Executivo


Definido pelo projeto, o melhor traçado da RDR, realizado o levantamento

topográfico, definidos os condutores, os pontos de derivações, etc., executa-se a fase

definitiva do projeto, ou seja, procede-se à locação e o dimensionamento mecânico das

estruturas.

12.1.1. Postes e Contra Postes

Os postes padronizados pela Energisa para utilização nas RDR são de concreto

armado de seção duplo T, com comprimentos e demais características constantes da NDU

005 - Instalações Básicas para Construção de Redes de Distribuição Rural.

12.1.2. Tipos de Estruturas

As estruturas padronizadas pela Energisa para utilização nas RDRs são as

constantes da NDU 005 - Instalações Básicas para Construção de Redes de Distribuição

Rural.

12.1.3. Comprimento e Resistência Mínimas de Poste para Instalação de

Equipamento

Comprimento e Resistência mínimas de Poste para Instalação de Equipamento podem

ser consultas na tabela 15 da NDU 005.

12.1.4. Acessórios

A montagem das estruturas convencionais deve empregar o uso de cruzetas de

concreto, cruzetas poliméricas maciças, cruzetas de fibra de vidro ou cruzetas

metálicas. Ficara a cargo de cada empresa do Grupos Energisa gerir o tipo de

cruzeta, o seu tamanho e o material.

Os isoladores tipo pino de passagem ou sustentação de cabos deve empregar o

uso dos modelos Tipo Pilar na tensão correspondente.

Os isoladores de ancoragem deve empregar o uso do modelo Isolador Tipo

Bastão de Ancoragem na tensão correspondente.


NOTA: Para os casos acima, as concessionárias locais devem ser consultadas.

12.2. Condições Básicas de Cálculo

Para efeito de cálculo mecânico dos condutores e estruturas, devem ser obedecidos

os seguintes critérios básicos de projeto:

Pressão de vento nos condutores: ........................................................ 44 daN/m² ;

Pressão de vento nos postes de seção duplo T: .............................. 90,75 daN/m² ;

a) Carga nos Cabos Condutores - Na hipótese de velocidade máxima de vento

(44 daN/m²), o esforço de tração axial nos cabos não deve exceder 50% da sua

carga nominal de ruptura. Na condição de temperatura mínima não deve exceder a

33% da sua carga nominal de ruptura. Para os cabos CAA 4/0, 1/0 e 2 AWG, os

esforços mecânicos nos condutores não excedem os limites de 50% da carga de

ruptura, para os vãos básicos usuais.

b) Condição de Maior Duração (EDS) - A condição de maior duração (EDS)

deve ser de 18% da carga de ruptura à temperatura de 22º C. Para os vãos em que

as condições aqui estabelecidas, não for satisfeitas, a tração na condição de maior

duração (EDS) deve ser reduzida.

c) Condição de Flecha Máxima - A condição de flecha máxima deve ser de 50º

C, sem vento, condição final, "creep" de 10 anos.

d) Condições de Flecha Mínima - A condição de flecha mínima deve ser de 0º

C, sem vento, condição inicial.

e) Condição de Máxima Solicitação - A condição de carga máxima deve ser de

10º C, com vento (44 daN/m²), condição final ou a 0º C, sem vento, condição inicial.

f) Distância de Segurança Cabo Solo - A distância mínima do cabo ao solo

deve ser de 6,5 m, na condição de flecha máxima;


g) Para fins de flecha nos cabos, em termos de orçamentação, os quantitativos

devem prever um aumento de 5 % no comprimento dos vãos.

12.3. Ábacos ou Gráficos de Utilização das Estruturas

Os ábacos ou gráficos de utilização devem ser elaborados levando-se em conta o

carregamento máximo dos condutores (considerar 33% da CR (Carregamento de Tração

Máxima), condição final), força de vento atuando nos condutores e estruturas (desprezar a

ação do vento nos acessórios).

Na elaboração dos gráficos ou tabelas de utilização de estruturas, devem ser

observados os seguintes critérios básicos:

As estruturas de fim de Rede e as de ângulo devem ser dimensionadas com

vistas a suportar a carga máxima atuando nos condutores (33% da CR).

Os postes devem ser utilizados até o limite de 130% de sua carga nominal

para cargas transitórias (carga de vento) e 100 % para cargas permanentes (deflexão e

fim de Rede).

A carga de vento atuando em postes estaiados pode ser desprezada para

efeito de dimensionamento do poste.

Os estais devem ser dimensionados para suportar toda a carga atuando no

poste.

A carga máxima aplicada aos postes de concreto estaiados deve ser

determinada de acordo com a Norma NBR-8451, de modo a se evitar que o poste

rompa no ponto de fixação do estai.

Deve ser utilizado o fator de segurança igual a 02 (dois), para os cabos de

estai e para os pinos de isoladores. Refere-se, neste caso, à resistência mecânica do

pino a esforços de flexão.


O vão máximo admissível entre as estruturas (Anexo 14), deve ser

determinado pela Norma NBR-5422, sendo dado pela seguinte expressão:

√

( )

Onde:

T = Tração na EDS;

P = Peso do cabo;

D = Distância elétrica projetada no suporte transversal ao sentido do cabo;

kV = Valor eficaz da tensão nominal entre fases.

Para as Redes monofásicas os critérios devem ser idênticos às Redes trifásicas.

Os ábacos/gráficos de utilização do Anexo 14 fornecem as limitações do vão

médio devidos ao carregamento nos postes e pinos de isoladores, levando em

consideração as condições acima exigidas. Os referidos gráficos se aplicam aos

condutores CAA, 336,4, 4/0, 1/0, e 2 AWG, para Redes trifásicas.

12.4. Gabaritos

Baseado nos dados dos itens 12.2.c e 12.2.d os gabaritos devem ser construídos

na mesma escala dos desenhos de planta e perfil.

Para os condutores CAA recomendam-se gabaritos com vãos básicos de 125, 150,

200 e 250m.

Para condições de tensionamento diferentes daquelas utilizadas para cálculo dos

gabaritos usuais, devem ser elaboradas novas tabelas de flechas, para confecção dos

gabaritos especiais (casos de trações reduzidas).

No Anexo 15, encontra-se a composição de gabaritos para vãos contínuos e

ancorados e exemplo de aplicação mostrando a utilização das Redes de condutor, Rede

de solo e Rede das estruturas.


12.5. Locação das Estruturas em Planta e Perfil

12.5.1. Critérios para Locação

Na fase de locação das estruturas em planta e perfil, devem ser adotados os

seguintes critérios:

a) Não deve ser aprovado projeto de RDR com postes menores ou iguais a 10

m de comprimento nominal;

b) Os postes de concreto de seção duplo T devem ser instalados de modo que

a seção de maior esforço fique perpendicular à direção da Rede;

c) Nos postes de concreto de seção duplo T em grandes ângulos (N4 e HT), os

mesmos devem ser instalados com a face de maior resistência mecânica (face lisa) na

bissetriz do ângulo. Esta posição deve ser indicada no projeto;

d) Nos trechos em que a RDR atravessar zonas urbanas, deve ser utilizada

tração reduzida nos condutores, com a consequente redução de vãos entre as

estruturas;

e) Em toda estrutura N2 sem transformador e equipamentos nas Redes de 34,5

kV, deve ser previsto espaçador de cruzeta para adaptar isolador tipo pilar classe 38

kV;

f) Nos projetos de derivação em Rede nova, o poste deve ser dimensionado

como fim de Rede e a tração no condutor do ramal deve ser normal;

g) As derivações de poste duplo T devem ser feitas com ângulos de partida

entre 60 e 120 graus;

h) Em cruzamentos aéreos nos quais se utilize o fly-tap, o circuito superior deve

ser a fonte de energia;

i) Os critérios para instalação de chaves em estruturas são encontrados no

item 19.


12.5.2. Estaiamento e Engastamento

O estaiamento deve ser projetado quando os esforços atuantes nos postes forem

superiores às resistências nominais dos mesmos ou ainda, quando a resistência do solo

não suportar esses esforços.

Para efeito de aplicação desta Norma foi adotada a seguinte classificação para os

diferentes tipos de solos que eventualmente podem ser encontrados:

Solos de consistência normal como terra firme, terra compactada, terrenos com

algumas pedras e semelhantes;

Solos de consistência baixa como os de terrenos da faixa litorânea, arenosos,

aterros e semelhantes;

Solos de consistência baixíssima como os de mangues, pântanos, várzeas, brejos

e semelhantes.

a) No dimensionamento da resistência de engastamento foi considerado poste

implantado em terreno de consistência normal ou de consistência baixa.

b) Nos terrenos de consistência baixíssima onde for impraticável o estaiamento

de âncora, pode ser usado estai de pântano (sapata de pântano ou sapata de concreto

ou tubulão). Recomenda-se, nestes casos, reduzir o tamanho do vão e, se necessário,

a tração do condutor.

c) Os estais laterais foram calculados considerando os esforços devido ao vento

atuando sobre os condutores e poste, calculado para o vento máximo ocorrendo a

10°C.

d) Os estais longitudinais foram calculados para suportarem os esforços

longitudinais devido à tração máxima dos condutores.


e) Normalmente deve ser projetado estai de âncora, entretanto, quando houver

necessidade de se manter altura em relação ao solo, como no caso de ângulos

próximos a estradas, eventualmente pode ser utilizado estai com contra poste.

f) Nas estruturas de ancoragem intermediária, em ângulo ou alinhamento, deve ser

especificado poste de no mínimo 300 daN de carga nominal; devem possuir 1 a 3

estais para estrutura de deflexão e 2 a 4 estais para alinhamento; a distância máxima

entre duas estruturas de ancoragem não deve exceder a 1,5km até cabo 1/0 AWG,

para os demais cabos, a distancia máxima é 1,0km. É obrigatório, no mínimo, dois

conjuntos de estais de vento no tramo.

g) Todo poste de derivação de ramal de Rede existente ou em projeto, deve ser

estaiado. As estruturas de pequenos ângulos (tipo N1, N2, T1 e T2), devem ser

instaladas com um estai posicionado na bissetriz do ângulo externo;

h) A estrutura que antecede o posto de transformação em até 50 m deve ser do tipo

N4 e a estrutura do posto de transformação deve ser do tipo N3, neste caso a tração

deve ser reduzida;

i) O poste da estrutura do posto de transformação deve ser instalado com base

concretada total. No caso de tração plena deve ser empregado estai de âncora com

cone de concreto.

j) Na derivação de ramais existentes, a tração do cabo no primeiro vão deverá ser

reduzida a um valor compatível com a carga nominal do poste de derivação, na pior

condição de carregamento do condutor (temperatura mínima de 0º C sem vento, ou a

10º C com vento máximo); caso não seja possível a redução da tração, devido a

limitações de distância de segurança cabo-solo, o poste de derivação deve ser

substituído por outro dimensionado para suportar o carregamento normal do cabo

condutor; em ambos os casos, o poste da estrutura de derivação deve ser estaiado;


12.5.3. Conteúdo do desenho

No desenho da planta e perfil devem constar no mínimo as seguintes informações:

a) Distâncias Progressivas das estruturas locadas segundo a solução mais

econômica;

b) Curva descrita pelo condutor mais baixo com a distância mínima cabo-solo

de 6,5 m;

c) Número de poste, tipo de estrutura, poste e vão médio, indicados em perfil e

na planimetria;

d) Indicação do seccionamento e aterramento das cercas existentes ao longo da

faixa;

e) Indicação da estrutura onde devem ser instalados chave e para-raios com

suas características básicas;

f) Indicação esquemática, em planta, da quantidade e posição dos estais;

g) Vão equivalentes (calculado) e vão básicos (adotado) de todos os tramos da

Rede;

h) Trações especiais (tração reduzida) quando for o caso;

i) Indicação clara e precisa (coordenadas “UTM”) de qual estrutura da Rede

está derivando o ramal (podem ser projetados vários ramais em uma mesma folha de

planta e perfil);

12.6. Projeto de Derivação de Ramal


12.6.1. Derivação de Rede Nova

Usando os valores das tabelas (Trações para projetos de Estruturas), seguir em

princípio, a orientação geral abaixo, cujas estruturas, para exemplificar, estão

dimensionadas para o cabo 2AWG (CAA):

Derivação trifásica

Observação: O primeiro vão para o caso 2, deve ser limitado a no máximo 50m e com

tração reduzida. Para o último vão do caso 2, pode-se exceder a 50m, desde que

devidamente justificado e acompanhado de memória de cálculo.

12.6.2. Derivação de Rede Existente

No sentido de evitar o máximo a substituição do poste de derivação existente no

tronco, a tração do cabo do primeiro vão deverá ser reduzida e o seu comprimento limitado

a 50m no máximo.

Esta recomendação é válida também para o último vão. Exemplificando para o cabo

2 AWG (CAA):

Derivação trifásica


Observação: Os desenhos mostrados são ilustrativos, alternativas são válidas desde que

mecanicamente bem dimensionadas.

13. CONTROLE DE TENSÃO

13.1. Escolha do Plano de Controle de Tensão

Juntamente com o dimensionamento do condutor descrito no item 11, devem ser

analisada técnica e economicamente as seguintes alternativas, dentro do horizonte de

projeto:

Troca de taps nos transformadores;

Troca de condutores instalados no ano inicial;

Instalação de bancos de capacitores;

Instalação de reguladores de tensão;

Remanejamento de carga;

Troca de classe de tensão (desde que analisados todos os custos envolvidos com

os consumidores).

Sob o aspecto técnico o plano deve atender:


Queda de tensão máxima permitida;

Máximo carregamento permitido.

Do ponto de vista econômico, deve ainda considerar:

Custos de investimento para construção da Rede, caracterizando-se pela bitola do

condutor, instalação de equipamentos de regulação de tensão e/ ou

compensação de reativos (não necessariamente realizados no ano inicial);

Custos das perdas de energia associados a cada alternativa.

14. PROTEÇÃO

A escolha dos equipamentos de proteção deve ser de tal forma a isolar defeitos e

manter uma continuidade de serviço adequada ao sistema.

14.1. Proteção contra Sobretensão

A proteção contra sobretensão da Rede deve ser feita mediante o emprego de para-

raios instalados em pontos adequados e de características compatíveis.

14.2. Critérios para Seleção de Para-raios

Os para-raios a serem utilizados devem ser do tipo óxido de zinco, classe 1, com

base isolante e desligador automático.

A tensão nominal dos para-raios deve ser de 10, 12, 18 e 36 kV respectivamente

para sistemas de 11,4; 13,8; 22 e 34,5 kV.

A corrente nominal de descarga dos para-raios deve ser de 10 kA.

14.3. Localização dos Para-raios

Os para-raios devem ser instalados nos seguintes pontos:


Em todas as estruturas que contenham bancos de capacitores e chaves fusíveis,

além dos já utilizados na carcaça do transformador.

Nos pontos de mudança de impedância característica da RDR, como transição de

Rede convencional para protegida ou Rede aérea para subterrânea.

Em todos os finais de Rede de Distribuição onde não são instalados

transformadores.

Nos circuitos de baixa-tensão, deve ser utilizado para-raios de baixa tensão nos

terminais do circuito secundário do transformador.

14.4. Proteção contra Sobrecorrente

14.1.1. Critérios de Escolha dos Equipamentos de Proteção

Os equipamentos de proteção de Rede devem atender as principais condições

abaixo, em função do ponto de instalação:

A tensão nominal deve ser da mesma classe da tensão da Rede;

O nível de isolamento nominal do equipamento deve ser compatível com o nível

de isolamento nominal do sistema;

14.5. Chaves Fusíveis e Elos Fusíveis

A instalação de chaves fusíveis deve ser feita nos seguintes casos:

Na estrutura que antecede os postos de transformação de distribuição de classe

de 11.4, 13.8, 22 e 36.4 kV, com fusíveis conforme as Tabelas 10 do Anexo 19,

desde que atenda ao item 19.;

Para ramais primários até 300 metros, pode ser dispensada a instalação de chave

fusível na estrutura que antecede os postos de transformação, devendo a mesma

ser instalada na derivação, desde que visível do transformador.


Para ramais com comprimento acima de 300 metros devem ser instaladas chaves

fusíveis na estrutura de derivação e na estrutura que antecede os postos de

transformação.

Nas derivações que atendem consumidores em tensão primária de distribuição;

Na estrutura dos bancos de capacitores;

No início do perímetro rural quando a RDR derivar de alimentadores urbanos

(chave fusível repetidora);

Em ramais onde não se justifica economicamente a instalação de seccionador ou

religador.

Na instalação de Elos Fusíveis deve-se considerar que:

Todos os transformadores devem ser protegidos com elos fusíveis de acordo com

as Tabelas 10 do Anexo 19;

Os elos fusíveis de consumidores em tensão primária devem ser dimensionados

de acordo com a corrente máxima no ponto, sem prejuízo da coordenação;

A escolha dos elos fusíveis da Rede deve ser feita de modo a garantir a

coordenação ou seletividade entre os diversos dispositivos instalados nos trechos

de Rede, garantindo também segurança e proteção a condutores e

equipamentos.

15. SELEÇÃO DE CHAVES

As chaves instaladas nas Redes devem atender às seguintes condições em função

do seu ponto de instalação:

Chave-fusível e chave-faca:

a) Tensão nominal de no mínimo 15, 25 e 36,2kV para as classes de tensão de

11,4 e 13,8kV, 22kV e 34,5kV, respectivamente.


NBI de 95kV e 170 kV, respectivamente, para 11,4 e 13,8 kV, e 22 e 34,5 kV.

b) A corrente nominal deve ser igual ou maior que a máxima corrente de carga

no ponto de instalação, incluindo manobras usuais;

c) A capacidade de interrupção da chave para abertura em carga, deverá ser

igual ou superior à maior corrente assimétrica de curto-circuito no ponto de instalação das

chaves.

16. CRITÉRIOS DE INSTALAÇÃO DE CHAVES

16.1. Chaves-Faca Unipolares para Operação em regime de Carga

Devem ser instaladas chaves-faca em pontos de fácil acesso para maior

facilidade de operação.

Devem ser instaladas chaves-faca unipolares para operação sob carga, a cada 06

(seis) km, em média, não sendo permitida a instalação em estrutura de ângulo

HT.

Instalar chaves-faca para operação sob carga em pontos onde não for possível a

utilização de dispositivos de proteção por problemas de nível de curto-circuito ou

aspectos relativos à coordenação;

Em pontos de entrada de consumidores onde justificar técnica e economicamente

a abertura com carga.

16.2. Chaves-Faca Unipolares para Operação em regime sem Carga

Essas chaves podem ser instaladas:

a) Em pontos de entrada de consumidores onde não justificar técnica e

economicamente a abertura com carga.

17. DIRETRIZES DE CONSTRUÇÃO


A construção e montagem das Redes de Distribuição Rural devem ser executadas

de acordo com as Normas da Energisa, no que se refere à padronização das estruturas,

especificações de materiais e alinhamento de Empreiteiras.

Após a construção, a ligação do ramal à Rede é de exclusiva atribuição da

Energisa, devendo estar devidamente aprovada pela fiscalização e legalizada. No

Apêndice E encontram-se mais detalhes construtivos e de montagem de RDR.

17.1. Limpeza de Faixa

a) A Empreiteira deve fazer a abertura, desmatamento e limpeza da faixa de

servidão na largura de 20 metros, sendo 10 metros para cada lado do eixo, observando as

determinações do licenciamento e / ou autorização pelo Órgão Ambiental Estadual.

b) Todas as árvores, arbustos e tocos devem ser cortados a uma altura máxima

de 20 cm do solo. Os cortes dos troncos devem ser feitos de forma a resultar numa

superfície plana, normal ao eixo longitudinal do tronco.

c) Toda madeira deve ser empilhada no limite da faixa, do lado de dentro, no

mínimo a 30 metros da estrutura mais próxima. As árvores com diâmetro maior que 08

(oito) centímetros devem ter os galhos cortados antes de serem empilhados. Se os

proprietários das terras adjacentes à faixa concordarem, a madeira cortada pode ser

colocada fora da faixa.

d) Quando a Rede de Distribuição a ser construída tiver o seu traçado ou

trechos paralelos a uma Rede de Transmissão existente, os materiais resultantes da

limpeza da faixa devem ser colocados apenas num dos lados limite da faixa, oposto à

Rede de Transmissão.

e) É proibido o processo de queimada para limpeza da faixa.

f) É proibido o uso de agentes químicos para desmatamento da faixa de

servidão.


g) Não deve ser permitida a raspagem da faixa, exceto para construção de

estradas de serviço, nos locais das estruturas e, excepcionalmente, onde a fiscalização

julgar necessário.

h) Não deve ser permitido, nas áreas de inclinação acima de 25 graus, o corte

da vegetação nativa, em estágio médio e avançado de regeneração. Áreas de igual

inclinação, com vegetação nativa em estágio inicial de regeneração, estão condicionadas

ao previsto na letra a) deste item, sendo terminantemente proibida a raspagem do solo ao

longo da faixa, exceto nas áreas das estruturas.

i) A vegetação das margens dos rios e dos cursos d'águas, dentro da faixa de

servidão, não pode ser removida, exceto nos casos citados nas letras a) e b) , deste item .

j) Em áreas de reflorestamento ou mata virgem, o desmatamento somente

pode ser executado com autorização expressa do IBAMA ou Órgão Estadual Competente.

17.2. Seccionamento de Cercas

Todos os seccionamentos de cercas para travessia de ferrovias ou rodovias devem

ser feitos de acordo com os padrões da Energisa, conforme NDU 005.

No Apêndice B encontram-se os esquemas de seccionamento e aterramento acima

expostos.

17.3. Reaterro

O material originário da escavação deve ser reutilizado observando-se a total

ausência da camada orgânica, de detritos, entulhos e de torrões que venham prejudicar a

sua homogeneização e, principalmente, seu teor de umidade.

17.4. Compactação

A Empreiteira deve, como resultado do seu trabalho, apresentar o terreno

circunvizinho à estrutura, compactado, razoavelmente liso e de tal forma que as águas

pluviais sejam desviadas da estrutura.


17.5. Levantamento e Montagem das Estruturas

a) As estruturas de ângulo devem ser montadas na sua bissetriz. As estruturas

com 02 (dois) ou mais postes devem apresentar os topos no mesmo nível.

b) Nas estruturas com isolador de pino, o isolador central deve ser montado, na

ordem sucessiva das estruturas, alternadamente, ora de um lado, ora de outro, em relação

ao poste, de modo a ter o cabo da fase central em zig-zag.

c) Nas estruturas de ancoragem do tipo N4, T4, TE e HT, se os jumpers

estiverem por cima da cruzeta, utilizasse mais 01 (um) isolador de Pino Pilar por fase. Para

os casos em que as fases externas da estrutura estiverem passando por baixo da cruzeta,

utilizar isolador de Pino Pilar, quando necessário, sendo obrigatório para a fase do meio.

17.6. Lançamento e Instalação de Condutores

No lançamento dos condutores devem ser observadas as seguintes exigências:

a) Deve-se evitar emendas nos cabos, se necessário, não executar mais de

uma emenda no cabo, por vão;

b) Não executar emendas nos vãos de travessias sobre rodovias, ferrovias, rios,

LDAT;

c) Não executar emendas em vãos ancorados;

d) Não executar emendas nos vãos adjacentes a estruturas de ancoragem.

e) As emendas devem ficar, no mínimo, a 10 (dez) metros dos isoladores.

17.7. Instalação de Equipamentos de Proteção e Manobra

a) As chaves-faca devem ser instaladas, obrigatoriamente, em estruturas de

ancoragem e de modo que a lâmina de contato na posição aberta fique do lado oposto à

fonte.


b) Nas Redes tronco, devem ser instalada chave a cada 6 km, em média.

c) A ligação da chave-faca à Rede primária deverá ser feita com o mesmo cabo

da Rede, dispensando o conjunto GLV.

d) Fica restrita a instalação de chave faca, nas estruturas monofásicas onde

existam estais laterais .

18. ATERRAMENTO

Devem ser aterrados todos os para-raios e carcaças de transformadores, conforme

NDU 005.

No Apêndice B encontram-se os esquemas de aterramento acima expostos.

18.1. Estruturas

Em alimentadores com neutro multiaterrado, os aterramentos devem estar

distanciados aproximadamente de 300m , de forma que nenhum ponto do neutro diste

mais de 200m de um ponto de aterramento, seja ele simples ou não.

O aterramento de estruturas deve ser realizado com haste de aterramento

espaçada do poste em 01 (um) metro.

18.2. Para-raios

Os valores máximos de resistência de terra previstos para os aterramentos dos (para-

raios não devem ultrapassar os 10 Ω (ohms).

18.3. Transformadores

Os valores máximos de resistência de terra previstos para os aterramentos dos

transformadores preferencialmente não devem ultrapassar os 10 Ω (ohms).

Os aterramentos dos transformadores trifásicos de distribuição e da LDBT desses

transformadores deveram ser feitos na mesma malha de aterramento.


No caso de uso de transformadores monofásico MRT para alimentação dos

circuitos de comando de equipamentos ou de estações repetidoras de comunicação, o

aterramento da baixa tensão desse transformador deve seguir a Norma de MRT, porém

deve sempre estar conectado ao aterramento do equipamento alimentado e não ao do

transformador MRT se estiver separado fisicamente.

18.4. Cercas

O aterramento das cercas deve ser feito conforme Apêndice B - item 6.10., a partir

dos seccionamentos previstos em função de paralelismo com eixos da RDR.

19. NOTAS COMPLEMENTARES

1. Em qualquer tempo e sem necessidade de aviso prévio, esta Norma poderá sofrer

alterações, no seu todo ou em parte, por motivo de ordem técnica e/ou devido a

modificações na legislação vigente, de forma a que os interessados deverão,

periodicamente, consultar a Concessionária.

2. Os casos não previstos nesta norma, ou aqueles que pelas características

exigirem tratamento à parte, deverão ser previamente encaminhados à concessionária,

através de seus escritórios locais, para apreciação conjunta da área de projetos / área de

estudos.

3. É parte integrante desta norma a NDU-021 (Adendo às Normas de Distribuição

Unificadas da ENERGISA à Norma Regulamentadora Nº010 – NR 010).

20. HISTÓRICO DE VERSÕES DESTE DOCUMENTO

Data Versão Descrição das Alterações Realizadas

23/02/2017 4.0 Revisão Geral


21. APÊNDICE A

FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA

MONOFÁSICO COM RETORNO POR TERRA - MRT

A.1. FINALIDADE Esta Orientação Técnica visa estabelecer diretrizes, critérios, limites e condições

gerais para elaboração e execução de projetos de transformação e medição de

fornecimento de energia elétrica, em Sistema Monofilar com Retorno por Terra (MRT),

para consumidores na Área Rural de concessão das empresas do Grupo Energisa.

Os critérios aqui estabelecidos aplicam-se nas áreas de Comercialização,

Distribuição e de Serviços Técnicos, e valem tanto aos projetos executados pela Energisa,

como aos projetos particulares.

A.2. CONDIÇÕES GERAIS A necessidade de reduzir ao máximo os investimentos em construção de redes

elétricas e a adequação das características dos tipos de sistemas de distribuição às cargas

são requisitos básicos para utilização de redes monofilares com retorno por terra (MRT).

Para se evitar o emprego indiscriminado de sistemas com redes monofilares,

constitui-se em parâmetros essenciais o planejamento das áreas, a avaliação prévia das

características das cargas a ser atendida, a resistividade do solo na região e o seu

posicionamento em relação aos alimentadores existentes.

Para se decidir pela utilização de redes MRT, recomenda-se especial atenção à

evolução das cargas e/ou configuração do sistema de distribuição.

Nas empresas do grupo Energisa, os sistemas que se utilizam do retorno por terra,

são providos de redes de distribuição com um único condutor fase, que alimenta um ou

mais transformadores de distribuição em tensão primária, realizando-se o(s) retorno(s) de

corrente(s) através do solo.

A.3. CAMPO DE APLICAÇÃO DO SISTEMA MRT O sistema aplica-se ao atendimento de consumidores em regiões ou áreas rurais

com baixa densidade de carga que não exijam a curto e médio prazo, interligação ou

ampliação de sistemas elétricos.

A.3.1. Redes MRT Recomendadas A.3.1.1. Rede “Não Isolada”


Usa como alimentação uma Rede trifásica convencional de onde derivam uma ou

mais Redes monofilares. Nas redes não isoladas, é recomendável efetuar-se o

balanceamento das correntes nas 3 fases do alimentador.

Figura 01 – Rede Não Isolada

A.3.1.2. Rede “Isolada” Usa um transformador de isolamento proporcionando o seccionamento elétrico

entre a rede MRT e a Rede trifásica convencional. Esta alternativa é apropriada a ramais

com maiores necessidades de carga e onde a corrente de desequilíbrio de terra possa vir

a influenciar a proteção.

Da figura, observa-se que há nesse tipo de rede, necessidade de instalar-se um

aterramento adicional, relativamente ao posto de isolamento, aterramento este, que atenda

às características de operação em regime de carga, sobrecarga e curto-circuito.

Figura 02 – Rede Isolada


A.4. LIMITE DE FORNECIMENTO

a) Limita-se a potência do transformador monofásico em 25 KVA. As ligações de

transformadores com potências superiores a 25 KVA e a soma das potencias dos

motores e outros equipamentos, relacionados nas NDU 001 e 002, conforme tensões

de fornecimentos, sejam superiores aos mencionados nessas normas, , dependerão de

estudos técnicos preliminares.

b) Por questões de proteção contra defeitos fase-terra, as cargas atendidas em MRT

deverão ser balanceadas de maneira que em qualquer ponto do alimentador ( troncos,

subtroncos e ramais trifásicos ), a corrente residual ( In = Ia + Ib + Ic ) não ultrapasse

6,0 A.

c) Pelo mesmo motivo, em qualquer tronco, subtronco ou ramal MRT, limita-se a corrente

em 6,0 A.

d) Nos casos em que a corrente de carga ultrapasse 6 A, recomenda-se a utilização de

transformadores de isolamento com finalidade de confinar tais correntes de terra ao

trecho considerado, minimizando os problemas de proteção.

e) Para ramais MRT que derivam de troncos trifásicos do sistema de 15 KV, onde existam

reguladores de tensão a montante ligados na configuração delta aberto, recomenda-se

também a instalação de transformadores de isolamento no início das derivações,

desse modo, minimizar-se-ão os problemas advindos de prováveis flutuações do

neutro dos reguladores e falta de regulação de fase.

f) Os Setores Técnicos da Energisa ficarão responsáveis por possíveis alterações no

sistema primário, de mono para trifásico, em função de declarações/constatações de

aumentos de carga acima dos limites estipulados conforme normas do Grupo

Energisa,.

g) Tendo em vista ainda, a existência de pequenas propriedades aglomeradas (sítios e

chácaras) é permitido o atendimento de vários consumidores através de um único

transformador, cuja baixa tensão em forma de rede de distribuição for construída em

frente às propriedades.

h) Fica a critério dos Setores Técnicos da Energisa, a limitação do número de

consumidores atendidos desta forma e a extensão da rede de distribuição, desde que

seja respeitada a queda de tensão máxima de 3 % até o ponto de medição.

A.5. CONDIÇÕES ESPECÍFICAS A.5.1. Levantamento de Carga Na elaboração de projetos é necessário o levantamento detalhado das

necessidades das cargas.


O levantamento de carga deverá ser elaborado paralelamente à escolha do traçado

da rede, utilizando-se o modelo de formulário constante no Anexo 02.

A.5.2. Tensões Recomendadas Dadas às tensões existentes na área de concessão da Energisa, recomenda-se:

A.5.2.1. Tensões Primárias

A.5.2.2. Tensões Secundárias As tensões secundárias recomendadas para os consumidores MRT são: 254/127 V,

230/115 V e 440/220 V

A.5.3. Cálculo Elétrico A.5.3.1. Baixa Tensão O cálculo elétrico da baixa tensão deve ser realizado com base na Ficha de

Levantamento Cadastral (anexo 02), orientado pelas NDU-001 e NDU-002.

A.5.3.2. Cálculo Elétrico da Média Tensão

O cálculo elétrico dos ramais de média tensão deve seguir orientações básicas desta

norma. Devem-se observar os limites de queda de tensão para demanda inicial e demanda

final

A.5.4. Aterramento de Rede MRT Nos sistemas monofilares com retorno por terra, todas as correntes de carga dos

transformadores de distribuição passam necessária e continuamente pelos aterramentos

dos mesmos.

Dessa forma, pela função essencial que cumprem, suas elaborações devem ser

antecedidas de procedimentos criteriosos envolvendo a medição da resistividade dos

solos, o projeto, a construção e o acompanhamento periódico.

A.5.4.1. Medição da Resistividade do Solo .

13,8 7,97

34,5 19,92

TENSÃO ENTRE

FASES (kV)TENSÃO MRT (kV)


O critério de medição da resistividade de solo no local onde se pretende implantar o

poste do transformador deve seguir rigorosamente a ABNT NBR 7117 define critérios para

medição de resistividade e estratificação do solo.

A.5.4.2. Projeto de Aterramento A elaboração desse projeto é obrigatória.

As características necessárias ao aterramento dos transformadores nas redes

monofilares, sejam eles de distribuição ou de isolamento, são determinadas em função das

exigências de segurança, levando-se em consideração a corrente de carga e a máxima

corrente de falta prevista para o sistema.

Na vizinhança desses transformadores, os gradientes de tensão no solo devem ser

mantidos suficientemente baixos, evitando-se colocar em risco a vida de pessoas e

animais.

Se, pelos métodos utilizados convencionalmente, o valor de projeto da resistência

de terra apresentar-se fora dos limites recomendados, deve-se necessariamente elaborar

projeto tendo em vista não só o valor da resistência desse aterramento, mas também e

principalmente, a obtenção de valores seguros de gradientes de potencial na superfície do

solo, próximo ao transformador e à instalação consumidora.

A.5.4.2.1. Filosofia de Cálculo de Aterramentos Para os transformadores de distribuição, a filosofia adotada pela Energisa, é de

aterramentos independentes, ou seja, em cada transformador são executados dois

aterramentos distintos. Um deles, denominado “aterramento primário”, é interligados o

terminal “H2” do enrolamento de Média tensão do transformador (se existir), sua respectiva

carcaça, o para-raios nele instalado e interligar ao Neutro Contínuo (se existir). O outro

aterramento (“aterramento secundário” ou do padrão de entrada do consumidor) destina-

se exclusivamente à conexão do neutro da rede de baixa tensão.

A escolha por aterramentos independentes permite a manutenção das condições de

segurança quando do rompimento do condutor de aterramento, independente de qualquer

exigência complementar no que se refere aos valores de resistência dos demais

aterramentos secundários (rede e consumidores).

A separação dos aterramentos primário e secundário se não evitar, minimizará a

transferência de potenciais ao consumidor independentemente do tipo e valor ôhmico do

aterramento secundário, bastando assim, que este seja composto por uma haste de

referência.

Mesmo na ocorrência de circulação de corrente de curto circuito pelos dois

aterramentos, se o aterramento primário for projetado e construído corretamente (perfeita

dissipação de potenciais no solo) comparativamente ao aterramento secundário, a


circulação se dará preferencialmente pelo primário, evitando / minimizando os potenciais

indesejáveis na região do padrão do consumidor.

A perda de interligação do transformador com o aterramento primário implicará

sempre no desligamento da carga.

Registre-se que, por ocasião da descarga de surtos através dos para-raios, existirá

possibilidade de aparecimento de sobretensões indesejáveis no enrolamento secundário.

Por esse fato, em função da configuração de aterramento adotada, deverá ser

definido um afastamento mínimo a ser observado entre os aterramentos primário e

secundário, a fim de prevenir/ minimizar a indução de potenciais neste último.

A.5.4.2.2. Valores Admissíveis Com relação às condições de segurança e sua implicação no valor da resistência

de aterramento, é possível a ocorrência de risco para gradientes de potencial na superfície

do solo superiores a 12 V/m nas vizinhanças dos sistemas de aterramento em regiões

pecuaristas ou que apresentem possibilidade de circulação de animais.

Para pessoas, a corrente de 10 mA é tida como a máxima permissível, na situação

de regime.

Para situações de defeito, deverá ser considerada a corrente de curto -circuito e o

tempo de atuação do sistema de proteção.

Do exposto, verifica-se a importância do conhecimento das características do solo,

visto que, dependendo da resistividade superficial, os potenciais desenvolvidos pela

configuração de aterramento, vão aflorar à superfície com maior ou menor intensidade.

Valores de resistência de aterramento não podem ultrapassar 20 Ω (ohm)

É importante destacar que, nos casos de solos com alta resistividade, projetos

específicos poderão ser desenvolvidos, que resultem em valores de resistência de

aterramento superiores aos recomendados, desde que respeitados os limites adequados

para os gradientes de potencial de superfície.

A.5.4.3. Construção do Aterramento A construção do aterramento nos ramais MRT deve obedecer rigorosamente o

projeto.

Após a construção, o mesmo deve ser medido e se o valor projetado não for obtido

da mesma forma que em 5.4.2., o processo deve ser encaminhado ao Setor Técnico para

reavaliação.

O condutor de aterramento não deverá possuir emendas de modo a garantir maior

confiabilidade na manutenção da ligação à terra do sistema, o aterramento do poste do

transformador deve ser sempre conectado a duas prumadas, protegidas adequadamente

até a altura de 3 metros, por eletrodutos de PVC rígido de ¾” de diâmetro.


Recomenda-se a interligação das duas prumadas acima dos eletrodutos protetores

de PVC e também, convenientemente à malha de terra, de acordo com sua configuração.

Num eventual rompimento simultâneo das duas prumadas, deverá tomar imediatas

precauções, evitando-se o contato de pessoas ou animais com a estrutura do

transformador, pelo fato da parte superior das prumadas rompidas permanecerem

energizada.

Em situações de elevados potenciais de superfície na região do aterramento

primário, pode ser avaliada a necessidade de colocação de camada de 5 cm de brita, num

raio de 1m junto ao posto de transformação.

Daí ser necessário que a construção do aterramento seja acompanhada

criteriosamente tanto no que diz respeito à qualidade dos materiais como a mão de obra,

afim de não comprometer a segurança do local onde se encontra o poste do

transformador.

A.5.4.4. Acompanhamento das Instalações Algumas das recomendações feitas a seguir, podem ser de difícil realização,

particularmente para as regiões mais distantes e de menor densidade de carga da área de

concessão da empresa ( característico das regiões de aplicação dos sistemas MRT ),

porém sua observância gerará subsídios que permitirão a alocação de recursos e definição

de políticas relativas aos materiais utilizados e à manutenção ou renovação de

aterramentos em toda a área de concessão da empresa.

No primeiro ano de confecção do aterramento, devem-se efetuar as medições de

resistência e potenciais de superfície, bem como acompanhar-se a evolução da carga.

Inspeções visuais devem ser realizadas sempre que o corpo técnico dirigir-se ao

local.

A corrosão que se verifica nos cabos condutores, hastes galvanizadas e conexões

caracterizam-se como um dos principais fatores que determinam a vida útil do

aterramento. É fundamental, portanto, o acompanhamento desse fenômeno no decorrer do

tempo.

A frequência de verificação é inversamente proporcional à resistividade elétrica do

solo e diretamente proporcional à solicitação do aterramento por correntes de falta e

surtos, nunca devendo ultrapassar o período de vida útil dos elementos que compõem o

sistema de aterramento. Assim sendo, devem ser realizadas medições sempre que

surgirem indícios de que o sistema de aterramento distancia-se dos objetivos para os

quais foi projetado.

Recomenda-se assim que, a cada 5 anos seja feita uma inspeção na qual se

comprove as características elétricas principais do aterramento, notadamente, a

estabilidade do valor de resistência de aterramento ao longo do tempo, a sua capacidade

de condução de corrente de regime e de falta, e seu desempenho frente às sobretensões

originárias de surtos atmosféricos que o atingiram.


Do ponto de vista mecânico, essa inspeção deve avaliar o comportamento do

material do aterramento face à corrosão imposta pelas características do solo no qual se

encontra instalado, possíveis rompimentos do cabo de descida, dobramento ou flambagem

das hastes e danificação das conexões durante sua vida útil.

Como a resistividade do solo varia diretamente com a quantidade de água contida

no solo e com a resistividade desta água, as medições devem ser executadas

preferencialmente em período seco, ou após, pelo menos, três dias consecutivos sem

chuva para a realização das medições.

O critério de avaliação do resultado das medições, recomendado pela norma ABNT

é:

a) Caso 60% ou mais das medidas apresentem valores superiores a 150% dos valores de

referência, efetuar medições em cada aterramento do universo considerado e renovar

os que se apresentarem com valores superiores ao limite fixado;

b) Caso 21a 59% das medidas apresentem valores superiores a 150% dos valores de

referência, proceder à nova amostragem aleatória; caso persista em mais de 30% das

novas medições um valor superior ao exigido, executar medições em todos os outros

pontos, procedendo à necessária renovação;

c) Caso 20% ou menos das medidas apresentem valores superiores a 150% do exigido,

nenhuma providência se fará necessária.

É importante frisar que há necessidade de se vincular qualquer tipo de inspeção nos

postos de transformação, a abertura prévia da conexão primária com a rede MRT.

A.5.5. Instalações Gerais

Encaminhamento de Projeto

O projeto da rede de distribuição e do ponto de entrega deverá ser encaminhado

pelo interessado às áreas de projeto, para a devida aprovação.

Detalhes do Posto de Transformação e Medição deverão ser fornecidos no projeto,

de modo a atender as condições mínimas desta Orientação Técnica e das Normas

Técnicas NDU-005 e NDU-007.

Construção

A rede de distribuição necessária ao atendimento do consumidor rural, será

construída pelos interessados, seguindo as normas e padrões vigentes na Energisa.

Conservação

O consumidor, após a energização da entrada de serviço, é obrigado a manter em

bom estado de conservação os componentes da mesma.

Caso seja constatada qualquer deficiência técnica ou de segurança, o consumidor

será notificado das irregularidades existentes, podendo ser seu fornecimento suspenso ou


não, dependendo do grau de risco, cabendo-lhe providenciar os reparos necessários

dentro de prazo pré-fixado.

É de responsabilidade do consumidor, a guarda e eventuais danos causados a

materiais, equipamentos e selos de lacre, de propriedade da Energisa.

É também de responsabilidade do consumidor, manter o valor da resistência de

aterramento dentro dos valores estabelecidos, em qualquer época do ano.

A.5.5.1. Rede Primária O projeto mecânico da rede tronco primária, bem como de ramais com previsão de

expansão, deve levar em consideração a futura modificação para sistema trifásico, o que

implica em se dimensionar a rede monofásica com vãos equivalentes ao de uma rede

trifásica, conforme NDU-007.

Salvo a necessidade de instalação de dispositivos de proteção contra sobretensão

em outros pontos ao longo da rede, só deverão ser projetados aterramentos nos pontos de

instalação das subestações de isolamento e distribuição.

A.5.5.2. Baixa Tensão As instalações gerais de baixa tensão, por se comportarem da mesma forma que

nos demais tipos de sistemas, seguem a Norma NDU-002 e NDU-006.

O dimensionamento das instalações MRT de baixa tensão devem seguir a tabela

abaixo:

O condutor neutro deverá ser contínuo entre o transformador e as instalações

consumidoras.

Deve-se, entretanto, tomar o cuidado de não vincular o neutro do secundário ao

aterramento do poste do transformador, e sim ao do poste de medição.

KVA A mm2 AWG mm2 mm mm2

5 50 16 4 10 37 25

10 50 16 4 10 37 25

15 70 25 2 25 37 25

25 90 35 2 50 37 25

Condutor

Embotido

Diametro

Nominal

Interno

Mínimo

Condutor de

Cobre

Ramal de ligação Ramal de Entrada Aterramento

Condutor ao tempo

Cobre WPPAlumínio

Multiplex

Potência do

Transformador

Disjuntor

Termo-

Magnético

Bipolar


Por questões de segurança, o poste de medição deve situar-se a uma distância

mínima de 30 metros do aterramento do poste do transformador.

A execução da entrada de serviço e posto de medição deverá obedecer

rigorosamente às condições estabelecidas nesta Orientação Técnica, bem como atender

as demais exigências da ABNT e Normas mencionadas.

A ligação do consumidor somente será efetuada, com a liberação do Setor de

Obras, após resultado de vistoria constatando-se a inexistência de irregularidades, e com

a apresentação da Anotação de Responsabilidade Técnica de execução juntamente com o

relatório de ensaio do transformador MRT.

A.5.5.3. Aterramento de Cercas O aterramento das cercas deve ser feito conforme Apêndice B - item 6.10., a partir

dos seccionamentos previstos em função de paralelismo com eixos da RDR.

A.6. MATERIAIS E EQUIPAMENTOS UTILIZADOS NO SISTEMA MRT A.6.1. Materiais Os materiais empregados nas redes MRT não fogem dos convencionais

padronizados pela Energisa.

A.6.1.1. Das Redes A.6.1.1.1. Condutores de Média Tensão Deverão ser utilizados os condutores de alumínio com alma de aço conforme NDU-

007.

A.6.1.1.2. Condutores de Baixa Tensão

Ramal de ligação aéreo

Os condutores de baixa tensão devem atender a NDU 001 e NDU 003.

A.6.1.2. Dos Aterramentos Os materiais utilizados nos aterramentos MRT são os mesmos padronizados para o

sistema trifásico, conforme normas do grupo Energisa.,

A.6.2.1. Transformadores


As Potências dos transformadores e demais características devem atender a NDU

008.

A.6.2.2. Proteção A.6.2.2.1. Elos para transformadores

No caso específico de transformadores de isolamento deverão ser utilizados os

seguintes elos fusíveis:

A.6.2.2.3. Chave Fusível No NDU-010 encontram-se as especificações técnicas das chaves utilizadas.

No NDU-005 apresenta-se o posicionamento das chaves fusíveis para cada tipo de

estrutura e posto de transformação ou isolamento.

A.6.2.2.4. Isoladores Do Estai Apesar dos isoladores de estai introduzirem um elemento mecanicamente fraco na

construção da Rede, e a manutenção de suas características elétricas por longos períodos

de tempo ser dificultada pela simples razão de que os defeitos não se tornam aparentes

como no caso dos isoladores de Rede, eles desempenham função primordial nas redes

MRT, evitando / minimizando a propagação de fugas de Média tensão pelo condutor do

estai para o solo, justamente na região do aterramento primário.

Nos postos de transformação, deve ser utilizado um isolador no estai, com

suficiente isolamento para a tensão de Rede;

34,5 / √3 1H 1H 1H 2H

13,8 / √3 1H 1H 2H 3H

TRANSFORMADOR ( kVA )

TENSÃO (kV)

2515105

50 13,8 10 K 6K 13,8 / √3

Tensão

Secundária

(kV)

Elo Fusível

do Lado

MRT

Elo Fusível

Primário

Tensão

Primária

(kV)

Transforma

dor (kVA)


O isolador deve ser colocado numa altura que represente um compromisso entre o

eventual contato da fase com o estai (isolador superior) e o contato de pessoa ou animal

com a porção aterrada do estai (isolador inferior);

/

A.7. PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS Os procedimentos necessários à medição da resistência de aterramento, potenciais

de passo e toque em instalações MRT, são encontrados no Apêndice B.

A.8. AVALIAÇÃO TÉCNICA DOS NÍVEIS ACEITÁVEIS DE SEGURANÇA PARA ATERRAMENTOS

Objetiva-se com os procedimentos a seguir, estabelecer-se um ferramental para

verificar os níveis de potenciais na superfície do solo, potenciais esses gerados, pela

passagem de corrente pelo aterramento MRT.

A.8.1. Comissionamento Os parâmetros dos projetos de aterramento devem ser obtidos utilizando-se os

aplicativos em vigência na Energisa.

A.8.1.1. Procedimentos

a) Medir a tensão de passo ou toque injetando-se no aterramento uma corrente de 0,3 A a

0,6 A (medir a corrente para se tiver o valor exato) ligando uma carga de 2,5 kW a 5,0

kW no secundário do transformador MRT ;

b) Medir a resistência de aterramento;

c) Calcular a corrente de curto-circuito fase-terra mínimo;

d) Referir a tensão de passo ou toque medida para a corrente de curto-circuito calculada.

Como exemplo, sendo de 1,5 V a tensão de passo medida (Vpasso medida), obtida

pela injeção de uma corrente de 0,6 A e 100 A, a corrente de curto-circuito calculada no

ponto (Iccftm), a tensão de passo (Vpasso) extrapolada para a corrente de curto-

circuito será:

Vpasso = Vpasso medida x Iccftm / 0,6 A = 1,5 x 100 / 0,6 = 250 V

A.5

e) Cálculo das tensões de passo e toque admissíveis. As tensões de passo e de toque

são calculadas respectivamente, através das seguintes expressões:


Vpasso

A.6

Vtoque = (116 + 0,174 s) / √ t ( volt )

A.7

A partir destas expressões pode-se estabelecer correlações entre tensões máximas

admissíveis (passo e toque), resistividade superficial (ρs) e tempo total de atuação da

proteção (t) , na forma de planilha de cálculo ou ainda na forma gráfica (gráficos de

“tensões de passo admissíveis” e “tensões de toque admissíveis”).


Figura 01 - Gráfico de tensões de passo admissíveis.

Figura 02 - Gráfico de tensões de toque admissíveis.

f) Análise dos resultados

É feita da seguinte forma:

Forma de planilha: com a resistividade superficial em Ω x m e o tempo de atuação

em segundos, obtém-se as tensões admissíveis para passo e toque;

As tensões de passo e toque extrapoladas devem ser inferiores aos valores

admissíveis.

Forma gráfica: com o valor da tensão em volt e a resistividade superficial em Ω.m

determina-se um ponto no gráfico.


Caso este ponto se situe acima da curva de tempo total de atuação da proteção, os

potenciais de passo ou toque estão fora dos níveis de segurança.

Algumas alternativas podem ser analisadas, para que os valores das tensões

fiquem dentro dos níveis aceitáveis de segurança, conforme segue:

Diminuir os ajustes de tempo de atuação das proteções, consequentemente

diminui-se o tempo de exposição a essas tensões, sendo necessário também

reavaliar o coordenograma do alimentador como um todo.

Trabalhar o aterramento em sua configuração para homogeneizar as tensões nos

pontos críticos; consequentemente ter-se-á a diminuição principalmente, da

tensão de passo.

Isolar o cabo de descida até a altura de 3m do solo quando houver problema de

potencial de toque.

Trabalhar o solo de forma a aumentar o valor da resistividade da camada

superficial.

g) Exemplo de aplicação

Dados de entrada:

Resistividade superficial = 3600 Ω.m.

Iccftm = 100 A.

Tensão de passo = 1,8V para 0,6 A.

Tensão de toque = 1,2V para 0,6 A.

Curva de tempo = 7s

Carga a ser atendida por um transformador de 15kVA, alimentada pelo sistema

MRT.

I. Regime

Condição de segurança - a tensão de passo ou toque deve ser menor que 12 V /

metro (presença de animais).

Calculando a corrente nominal com carregamento de 140 % do transformador

monofásico de 15kVA, 13.800 /√3 V, tem-se no primário:

( )

√

A.8

Deve-se verificar se os potenciais de passo e toque neste aterramento estão dentro

dos níveis de segurança para a condição de sobrecarga de 140%:


Vpasso = 1,8(V) x 2,64(A) / 0,6 (A) = 7,92 V (abaixo dos 18 V recomendados)

Vtoque = 1,2(V) x 2,64(A) / 0,6 (A) = 5,28 V (abaixo dos 18 V recomendados)

II. Falta

Condição de segurança - o ponto determinado por resistividade superficial e tensão

de passo máxima admissível/ tensão de toque máxima admissível deve estar abaixo da

curva identificada pelo tempo total de atuação da proteção nos gráficos “Tensões de

Passo Admissíveis” / “Tensões de Toque Admissíveis” respectivamente .

Referindo-se às tensões de passo e de toque medidas de 1,8V e 1,2V

respectivamente, para a corrente de curto-circuito fase - terra mínimo (Iccftm = 100 A),

tem-se:

Vpasso = 1,8 (V) x 100(A) / 0,6 (A) = 300 V

Vtoque = 1,2 (V) x 100(A) / 0,6 (A) = 200 V

Com as tensões de passo e toque referidas e sabendo que a resistividade

superficial é 3600Ωm, localiza-se os pontos nos respectivos gráficos.

1. Gráfico de tensões de passo admissíveis (300 V, 3600 Ω.m).

2. Gráfico de tensões de toque admissíveis (200 V, 3600 Ω. m).

Localizados os pontos, verifica-se se estes estão dentro dos níveis aceitáveis de

segurança, ou seja, se estes pontos estão abaixo da curva de tempo determinada pelo

tempo total de atuação da proteção para uma falta fase-terra no local.

Para um tempo de atuação da proteção de 7 s, verifica-se que os pontos

localizados nos gráficos estão abaixo das curvas correspondentes a 7 s, implicando em

que o aterramento está seguro para a condição de falta.

h) Conclusão

Conclui-se assim, que o aterramento é viável sob os aspectos de segurança tanto

para a condição de regime como para a condição de falta.

A.8.2. Inspeções Futuras Com o objetivo de acompanhar o desempenho das instalações MRT, devera ser

preenchida pela equipe de inspeção, uma planilha, onde devem ser observadas as

características construtivas de projeto, as alterações provocadas por envelhecimento,

corrosão, uso indevido, danos, acréscimos irregulares, etc.


As medições de resistividade de solo, resistência de aterramento e potenciais de

toque e passo nos pontos críticos, fornecerão os subsídios para possíveis reprojetos das

instalações.

A.9. RESPONSABILIDADES Esta Orientação Técnica poderá ser alterada a qualquer tempo pela Energisa no

todo ou em parte, sempre que por motivo de ordem técnica ou legal, se fizer necessário.

As recomendações aqui estabelecidas, não implicam em qualquer responsabilidade

da Energisa, com relação à qualidade de materiais, de mão de obra e a proteção contra

riscos e danos à segurança de terceiros.


22. APÊNDICE B

ATERRAMENTO PARA SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

B.1. FINALIDADE Esta Orientação Técnica visa estabelecer diretrizes, critérios, limites e condições

gerais para elaboração de projetos de aterramento de sistemas elétricos de distribuição,

em tensões até 34,5 kV.

B.2. TERMOS E DEFINIÇÕES

Coeficiente de Impulso - Relação entre impedância ao surto de um aterramento e seu

valor de resistência à frequência industrial.

Comprimento Efetivo de Condutor de Aterramento - Comprimento do eletrodo, a partir

do qual não são verificadas mudanças apreciáveis em sua impedância de surto.

Condutor Horizontal De Aterramento - Condutor empregado na interligação de eletrodos

verticais

Curva de Tempo - Curva do tempo total que a proteção leva para eliminar o defeito

ocorrido no local do aterramento, ou seja, é o tempo total que a pessoa ou animal fica

exposto à tensão de passo ou tensão de toque.

Eletrodo Horizontal - Eletrodo de aterramento na forma de condutor retilíneo ou em anel,

enterrado horizontalmente no solo.

Eletrodo Vertical - Eletrodo de aterramento enterrado verticalmente no solo.

Eletrodo Vertical Profundo - Eletrodo, obtido pelo acoplamento mecânico e elétrico de

mais de uma seção de eletrodo (haste/condutor).

Haste de Aterramento - eletrodo de aterramento constituído por uma haste rígida cravada

no solo

Impedância de Surto de Um Aterramento - relação entre o valor máximo da queda de

tensão nele desenvolvida e o valor máximo da corrente escoada.


Ionização do Solo - fenômeno dado pela elevação dos gradientes de potencial no solo,

excedendo sua gradiente crítico e implicando sua disrupção.

Resistividade Equivalente do Solo - resistividade obtida pela redução do perfil de

resistividades das n camadas do solo a apenas duas camadas.

Sistemas Primários a Quatro Fios, Multiaterrado - sistemas em que o condutor neutro,

oriundo da malha de aterramento da fonte de suprimento (subestação), comum aos

circuitos primário e secundário, acompanha toda a rede primária, sendo regularmente

conectada a terra, em pontos definidos, de modo a constituir uma rede de terra contínua e

de baixa impedância. Convém que o condutor neutro seja também interligado ao neutro de

outros alimentadores, quando disponíveis, inclusive daqueles originários de outras

subestações.

Nota:

Para fins de projeto de aterramento, enquadram-se nesta classificação todos os ramais

primários monofásicos (fase × neutro) e bifásicos (fase × fase × neutro), que são sempre

derivados de troncos trifásicos a quatro fios.

Sistemas Primários a Três Fios Com Neutro Secundário Contínuo - sistemas primários

em que o condutor neutro não é interligado à malha de aterramento da fonte de

suprimento (subestação), ficando restrito ao sistema secundário correspondente (neutro de

baixa tensão). São considerados como de neutro secundário contínuo aqueles em que o

neutro de baixa tensão interliga todos os transformadores de distribuição.

Sistemas Primários Monofilares Com Retorno Por Terra MRT - sistemas providos de

um único condutor-fase que alimenta um ou mais transformadores de distribuição em que

o retorno da corrente é feito pelo solo

Sistemas Secundários Isolados - sistemas secundários em que o ponto neutro da fonte

de suprimento não é interligado a terra.

Sistemas Secundários Aterrados - sistemas secundários em que o ponto neutro só é

interligado à terra junto ao transformador de distribuição.

Sistemas Secundários em Núcleos MRT - reunião de pequenas propriedades

alimentadas pela baixa tensão de um único transformador de distribuição monofilar com

retorno por terra MRT.

B.3. REQUISITOS GERAIS


A origem dos sistemas de distribuição de energia elétrica está associada a redes

isoladas de terra, cujos índices de disponibilidade eram otimizados pela redução do

envolvimento de eventuais falhas, por meio da desenergização manual do menor trecho

necessário à execução dos reparos. Contudo, a necessidade de provimento de condições

adequadas de segurança, associada à progressiva elevação das tensões primárias

utilizadas nesses sistemas (consequência da evolução das densidades de carga),

passaram a exigir a utilização de sistemas primários aterrados, como forma de viabilizar

soluções técnico-econômicas para proteção contra sobrecorrentes e sobretensões.

Tendo em vista o provimento das condições adequadas de segurança

anteriormente mencionadas, o aterramento de um sistema de distribuição deve atingir,

cumulativamente, os seguintes objetivos:

a) Viabilizar adequado escoamento de sobretensões, limitando as tensões transferidas

ao longo da rede, em consequência das descargas de surtos diretas ou indiretas;

b) Garantir a segurança dos usuários do sistema por meio da limitação das diferenças

de potencial entre o condutor neutro e a terra, resultantes da circulação das

correntes de desequilíbrio;

c) Garantir a efetividade do aterramento do sistema, limitando os deslocamentos do

neutro por ocasião da ocorrência de faltas a terra;

d) Assegurar a operação rápida e efetiva dos dispositivos de proteção de

sobrecorrente, na ocorrência de faltas a terra, limitando as tensões resultantes da

passagem das correntes de curto-circuito;

e) Outras condições, como:

Continuidade do fornecimento no caso específico dos sistemas MRT;

Tensões de transferência compatíveis;

Minimização de falhas de equipamentos por deficiência de aterramento;

Qualidade do fornecimento (por exemplo, valor e configuração do aterramento dos

para-raios).

A forma de se alcançar os objetivos anteriormente citados depende do tipo de

sistema que se venha construir. Portanto, a elaboração do projeto específico para

aterramento de um sistema de distribuição deve ser sempre precedida da definição do tipo

de sistema que se pretende implantar. Face às múltiplas consequências desta escolha, ela

deve ser baseada em análise técnico-econômica global em que sejam avaliadas as

vantagens e desvantagens de cada tipo de sistema de acordo com as características

específicas da instalação. Nesta análise, devem ser contemplados todos os aspectos

técnicos envolvidos, desde a definição de tensão suportável de impulso até a

especificação e escolha de todos os materiais, equipamentos e estruturas necessários,

que são sensivelmente afetados pela definição da distância de escoamento dos isoladores

e pela limitação dos níveis máximos de curto-circuito.

B.4. REQUISITOS ESPECÍFICOS


B.4.1. Elementos de projeto para aterramento B.4.1.1. Considerações gerais Para o desenvolvimento de um projeto de aterramento, é fundamental o

conhecimento das características do solo, principalmente de sua resistividade elétrica. O

conjunto de fatores que determina a resistividade do solo compreende:

a) Tipo do solo;

b) Composição química dos sais dissolvidos na água retida;

c) Concentração desses sais;

d) Teor de umidade;

e) Temperatura;

f) Tamanho e distribuição das partículas (grãos) do material;

g) Pressão.

B.4.1.2. Medição Existem vários métodos para efetuar uma medida da resistência de terra, conforme

ABNT NBR 7117, porém, o mais prático e mais utilizado é o da medida através do Megger

de terra, o qual será aqui apresentado.

O método consiste basicamente, em aplicarmos uma tensão entre o terminal de

terra a será medido e o terminal de terra auxiliar, e medirmos a resistência do terra até o

ponto desejado, que corresponde ao eletrodo de tensão.

Os procedimentos estão no Anexo 25.

B.4.1.3. Estratificação do solo B.4.1.3.1. Resistividade equivalente do solo Conforme definido na ABNT NBR 7117, a redução das (n + 1) camadas do solo

estratificado resultantes da medição de resistividade (ver Figura A.1) para apenas duas

camadas, é feita considerando-se o paralelismo daquelas camadas, duas a duas, a partir

da superfície, utilizando-se sucessivamente a equação B.1:

( ) B.1

Sendo:

ρeq(i,j) é a resistividade específica equivalente resultante do paralelismo entre duas

camadas i e j;

ρi é a resistividade específica da camada i;

ρj é a resistividade específica da camada j;


pi a profundidade da camada i;

pj(j-1) é a diferença entre profundidade da camada j(pj) e profundidade da camada

resultante do paralelismo entre as duas camadas anteriores (pj-1).

Figura B.1 – Solo estratificado em (n + 1) camadas

A equação geral para redução direta de n camadas é a seguinte (equação B2):

∑

∑

B.2

Sendo:

ρeqn é a resistividade equivalente das n camadas do solo, expressa em ohms (Ω);

di é a espessura da camada de resistividade ρ;

i, obtida pelas diferenças entre profundidades, expressa em metros (m).

Assim, chega-se a apenas duas camadas de solo, conforme a Figura B.2.

Figura B.2 – Perfil de resistividade do solo com as n camadas reduzidas a uma camada

equivalente

Legenda:

Deqn é profundidade da camada equivalente, expressa em metros (m)

B.4.1.4. Resistividade aparente vista pelas diversas configurações de eletrodos de aterramento


B.4.1.4.1. Aterramento com um único eletrodo vertical Para se calcular a resistência de aterramento de uma única haste de aterramento

cravada em um solo não homogêneo, considera-se, para dispersão das correntes, a

resistividade equivalente de todas as camadas que compõem este solo. Desta forma, a

resistividade aparente a ser considerada corresponde à resistividade equivalente calculada

pela Equação B.2.

Nota:

A utilização da resistividade equivalente para cálculo da resistência de aterramento

de uma única haste de aterramento, apesar de constituir a melhor alternativa técnico-

econômica para projeto, implica na obtenção de valores bastante sensíveis aos efeitos da

heterogeneidade do solo, razão pela qual se recomenda, sempre que possível, sua

ratificação prévia por meio de medições amostrais de valores de resistência, efetuadas

conforme a ABNT NBR 15749.

Nos casos de anéis instalados no solo conforme a Figura B.3, o valor da

resistividade aparente deve ser calculado pela Equação B.3:

( )

B.3

onde

ρa é a resistividade aparente para cálculo da resistência de um anel, expressa em ohms-

metro (Ω.m);

R é o raio do anel, expresso em metros (m).

Nota:

Os demais termos já foram definidos anteriormente.

Figura B.1 – Eletrodo cravado em solo estratificado

Nota:


Nos casos de anéis com diâmetro superior a 6 m, adotar o valor da resistividade aparente

calculada considerando-se o valor de r na Equação B.4, como o resultado da aplicação da

Equação B.6.

B.4.1.4.2. Aterramento com eletrodo horizontal Em se tratando de condutores horizontalmente enterrados, com comprimento de até

6 m, o valor de sua resistência deve ser determinado com base na resistividade

equivalente das camadas do solo localizadas entre a superfície e aquela onde se encontra

instalado o eletrodo (inclusive), valor este a ser calculado com base na Equação B.2. Nos

casos de condutores com comprimento superior a 6 m, adotar o valor da resistividade

aparente calculada considerando-se o valor de r na Equação B.4 igual à metade do

comprimento do eletrodo horizontal, expresso em metros.

B.4.1.4.3 Aterramento com mais de uma haste

Determina-se, a partir de suas dimensões, o coeficiente α, dado pela Equação B.4.

B.4

Onde:

r é o raio do círculo equivalente (tomado, em termos práticos, como sendo igual à metade

da maior dimensão do sistema de aterramento), expresso em metros (m);

deqn é a profundidade da camada equivalente obtida na redução de n camadas, expressa

em metros (m).

Para hastes alinhadas, r é dado pela equação B.5:

( )

B.5

Onde:

n é o número de hastes de aterramento;

e é o espaçamento entre hastes, expresso em metros (m);

r é o raio do círculo equivalente, expresso em metros (m).

Para outras configurações, r é dado pela Equação B.6.

B.6

Onde:

A é a área do sistema de aterramento, expressa em metros quadrados (m2);

D é a maior dimensão do sistema de aterramento, expressa em metros (m).


De posse do coeficiente α e da relação , por meio do gráfico da Figura A.4,

determina-se a relação, da qual se extrai a resistividade aparente pela Equação B.7.

B.7

onde

ρa é a resistividade aparente correspondente à configuração de aterramento considerada,

expressa em ohms metro (Ω m);

ρeqn é a resistividade equivalente das n camadas do solo, expressa em ohms-metros

(Ω.m);

N é o coeficiente de relação entre ρeqn e ρa.

Figura B.2 – Determinação da resistividade aparente para um solo com duas camadas

estratificadas

B.4.2. Resistência de configurações dos eletrodos de aterramento B.4.2.1. Resistência de aterramento de eletrodos simples São três os tipos de eletrodos mais utilizados nos aterramentos de sistemas de

distribuição, conforme 4.2.1.1.a 4.2.1.3.

B.4.2.1.1. Hastes Sua resistência é determinada por meio da Equação B.8:

(

) B.8


Onde:

R1h é a resistência de uma haste, expressa em ohms (Ω);

ρa é a resistividade aparente do solo, em ohms-metro (Ω.m), calculada conforme A.1.4;

L é o comprimento de haste, expresso em metros (m);

d é o diâmetro equivalente da haste, expresso em metros (m).

a) Haste de Seção Circular b) Haste Tipo Cantoneira

Figura B.3 – Seções de hastes

Para hastes de seção transversal circular (S), a equação B.9:

√

B.9

Para hastes cantoneiras, d é o diâmetro do círculo equivalente à área transversal da

haste (S), sendo S dado pela equação B.10:

S = L1 x 1 + L2 x 2 − 1 x 2 B.10

B.4.2.1.2. Condutor horizontal Em solos em que a resistividade aumenta com a profundidade, ou em que

dificuldades mecânicas para cravação de hastes são verificadas, a utilização exclusiva de

condutor horizontal é uma opção razoável. Sua resistência de aterramento é determinada

por meio da Equação B.11:

(

√ ) B.11

Onde:

Rcond é resistência de aterramento do condutor horizontal, expressa em ohms (Ω);

ρa é a resistividade aparente do solo, em ohm-metro (Ω.m), calculada conforme B.1.4;

L é o comprimento do condutor horizontalmente enterrado, expresso em metros (m);

r é o raio do condutor, expresso em metros (m);

p é a profundidade do condutor em relação à superfície, expressa em metros (m).

B.4.2.1.3. Anel


Sua resistência de aterramento é determinada por meio da equação B.12:

[ (

)

(

)]

B.12

A Equação B.12a também pode ser utilizada:

(

( )) B.12A

Onde:

ρa é a resistividade aparente do solo, expressa em ohms-metro (Ω.m), calculada conforme

A.1.4;

R é o raio do anel, expresso em metros (m);

d é o diâmetro do condutor, expresso em metros (m);

p é a profundidade do anel no solo em relação à superfície, expressa em metros (m).

B.4.2.2. Resistência de aterramento de hastes interligadas em paralelo A interligação de hastes em paralelo tem como consequência uma superposição

das áreas de influência das hastes consideradas individualmente, implicando na alteração

do valor do conjunto. Para reduzir os efeitos dessa superposição, a distância entre hastes

deve ser no mínimo igual ao comprimento da maior das hastes. A resistência (Rh) de

aterramento de cada haste do conjunto, em ohms, é calculada pelas equações:

∑

B.13

Onde:

n é o número de hastes em paralelo;

Rhh é a resistência individual de cada haste de aterramento, expressa em ohms (Ω), dada

por B.8:

B.14

Onde:

L é o comprimento da haste h, expresso em metros (m);

ρa é a resistividade aparente correspondente à configuração do aterramento utilizado,

calculada conforme B.1.4, expressa em ohms-metro (Ω.m);

Rhh é o acréscimo da resistência da haste h por influência da haste m, expresso em ohms

(Ω).


(

) B.15

Onde:

Lm é o comprimento da haste m, expresso em metros (m);

ehm é a distância horizontal entre haste h e haste m, expressa em metros (m).

√( ) B.16

Nota:

Rhm só é definido para h ≠ m.

Para o cálculo da resistência de aterramento do conjunto de n hastes em paralelo

Rp(n), não é considerado o efeito do cabo de interligação dessas hastes, uma vez que, em

termos de segurança, a exclusão desse efeito conduz a valores mais conservativos. Desta

forma, a resistência (Ω) do conjunto é determinada pela Equação B.17:

( )

∑ (

)

B.17

O acréscimo ilimitado do número de hastes em paralelo, em um conjunto, não é

viável, face às limitações impostas pela saturação do solo à redução do valor da

resistência equivalente.

O índice de aproveitamento obtido com a cravação de hastes adicionais é

facilmente verificado, na prática, pela análise dos coeficientes de redução (K), definidos

como a relação entre o valor de resistência de aterramento do conjunto e o valor da

resistência individual de cada uma das hastes componentes:

( )

B.18

As configurações usualmente utilizadas com hastes em paralelo são mostradas na

Figura B.6.

A metodologia de cálculo apresentada para determinação da resistência de

aterramento de um conjunto de hastes interligadas em paralelo é válida para quaisquer

dos arranjos da Figura A.6.

Sua aplicação a cada um deles prova ser a configuração com hastes alinhadas a

mais favorável, em termos de resistência equivalente do conjunto.


a) Hastes alinhadas

b) Haste em Triangulo c) Haste em Quadrado Vazio

d) Hastes em Quadro Cheio e) Hastes em círculo

Figura B.4 – Configurações usuais com hastes em paralelo

4.2.2.1. Hastes alinhadas A disposição dos eletrodos deve ser tal que seu alinhamento fique paralelo à via

pública, quando for o caso (ver Figura B.7).

e ≥ L

P ≥ 0,5 m

Figura B.6 – Hastes alinhadas

As hastes são cravadas mantendo um espaçamento mínimo entre si igual ao seu

comprimento, e a profundidade de suas cabeças de pelo menos 0,50 m. Os condutores de


interligação são instalados nesta mesma profundidade mínima. O condutor de aterramento

deve ser conectado, preferencialmente, a uma das hastes centrais.

A distância mínima a ser mantida entre o poste e a haste mais próxima é de 1 m.

B.4.2.2.2. Paralelismo de hastes O número máximo de hastes a serem interligadas em paralelo, na configuração

alinhada, é igual a seis. A colocação adicional de hastes a partir deste limite contribui

pouco para a redução da resistência de aterramento devido à saturação do solo, tornando-

se antieconômico.

Este limite não é aplicável ao aterramento de equipamentos instalados em sistemas

a três fios com neutro secundário descontínuo, condição em que a instalação de hastes

adicionais deve ser comparada com as demais alternativas para solos de alta

resistividade.

B.4.2.3. Solos de alta resistividade e/ou limitação de área Para solos de alta resistividade, em que o aterramento por meio do paralelismo de

hastes alinhadas torna-se antieconômico ou mesmo inviável, são disponíveis as seguintes

alternativas para redução da resistência dos aterramentos.

B.4.2.3.1. Tratamento do solo A resistividade decresce com o aumento da presença de sais no solo. Portanto, o

tratamento de um solo de alta resistividade, por meio da adição de sais minerais à sua

composição química, naturalmente resulta na obtenção de resistências de aterramento

também menores.

São propriedades essenciais a um tratamento químico adequado:

a) Estabilidade química;

b) Insolubilidade em presença d’água;

c) Higroscopia;

d) Não ser corrosivo;

e) Ter efeito de longa duração;

f) Não conter substâncias tóxicas.

Quando se aplica este tipo de tratamento, observam-se alterações das

características do solo ao redor dos eletrodos, resultando em redução do valor da

resistividade traduzido por um “coeficiente de redução de tratamento” (KT). Este

coeficiente é tanto menor quanto maior for a resistividade do solo, conforme diversas

experiências já realizadas, e é determinado na prática por meio da relação entre a

resistência do eletrodo tratado e a resistência do eletrodo sem o tratamento.


(

) B.19

Onde:

ρa é a resistividade aparente calculada conforme A.1.4, expressa em ohms-metro (Ω.m);

L é o comprimento da haste, expresso em metros (m);

d é o diâmetro do eletrodo, expresso em metros (m);

KT é a relação entre a resistência após o tratamento/resistência antes do tratamento.

Os coeficientes de redução (KT) obtidos na prática variam de 0,05 a 0,50.

B.4.2.3.2. Eletrodos verticais profundos São adequados para atingir as camadas mais profundas do solo, que normalmente

são mais úmidas e, portanto, apresentam menor resistividade, resultando em menor valor

para a resistência do aterramento. Além disso, estas camadas são menos sujeitas às

variações de umidade e temperatura, o que proporciona um aterramento de resistência

praticamente constante ao longo do tempo.

Quando são utilizados eletrodos verticais profundos, a dispersão de correntes para

o solo acontece, em sua maioria, na parte inferior do eletrodo, ou seja, na camada de solo

de menor resistividade (ρ2).

Nestes casos, desde que ρ2 seja um valor substancialmente inferior às

resistividades das demais camadas e que L2 corresponda a pelo menos 20% do

comprimento total do Eletrodo sua parte superior, situada nas camadas de resistividade

maior, funciona quase que somente como um condutor para a dispersão das correntes na

parte inferior do eletrodo.

Para solos estratificáveis em múltiplas camadas, a camada ρ1 da Figura B.8

representa a resistividade das camadas superiores obtida pelo processo de redução da

ABNT NBR 7117.

Figura B.7 – Solo estratificado em duas camadas (ou reduzido a duas camadas)


A resistência de um eletrodo vertical profundo, neste tipo de solo é dada por:

(

) B.20

Muitas vezes, o solo se apresenta com resistividades altíssimas, tanto na camada

superficial quanto nas camadas mais profundas. Para estes casos, são disponíveis

soluções mistas de aterramento, como a seguir:

Paralelismo de eletrodos verticais profundos: de forma a reduzir os efeitos da

superposição das respectivas zonas de influência, eletrodos verticais profundos em

paralelo não podem ser instaladas a distâncias menores que o maior dos valores de L

considerados em seus projetos individuais. Para cálculo do valor da resistência de

aterramento do conjunto, adotar a metodologia descrita em 4.2.2.

B.4.3 Potenciais no solo e configurações dos eletrodos de aterramento B.4.3.1. Condições de segurança Para fins de avaliação das condições de segurança do sistema de aterramento, são

apresentadas, a seguir, as rotinas de cálculo adequadas à determinação das elevações de

potencial resultantes da circulação de correntes (curta duração, longa duração e surtos)

em função das configurações mais usuais para aterramentos de sistemas de distribuição.

Com base nestes valores, podem ser calculados potenciais de passo, toque e

transferência, essenciais ao desenvolvimento de estudos sobre aterramentos especiais.

B.4.3.1.1. Haste com cabeça na superfície A elevação de potencial no solo a qualquer distância (X) da haste, desde que X ≠ 0,

é dada pela Equação B.21:

(

√

) B.21

Sendo:

Vx é a elevação de potencial a uma distância X da haste, expressa em volts (V);


I é a corrente que escoa pela haste, expressa em ampères (A);


X é a distância da haste ao ponto considerado, expressa em metros (m).

B.4.3.1.2. Haste com a cabeça enterrada


Para uma haste enterrada a uma profundidade P em relação à superfície do solo, a

elevação de potencial, a uma distância X do ponto de cravação da haste, desde que X ≠ 0,

é dada pela Equação B.22 :

(

√( )

√ )

B.22

Onde:

Vx é a elevação de potencial a uma distância X da haste, expressa em volts (V);


I é a corrente que escoa pela haste, expressa em ampères (A);

P é a profundidade da haste em relação à superfície do solo, expressa em metros (m);


X é a distância do ponto de cravação da haste ao ponto considerado, expressa em metros

(m).

B.4.3.2. Aterramento com condutor horizontal A elevação de potencial em um ponto V do solo localizado conforme a Figura A.9,

em relação a um condutor de aterramento horizontal, enterrado a uma profundidade P do

solo, é dada pela Equação B.23:

(

(| | ) √(| | ) | |

(| | ) √(| | ) | | )

B.23

Onde:

V é a elevação de potencial no ponto V, devida ao escoamento de corrente para a terra

por meio de um condutor horizontalmente enterrado a uma profundidade P do solo,

expressa em volts (V);


I é a corrente que escoa pelo condutor horizontal, expressa em ampères (A);

L é o comprimento do condutor horizontal, expresso em metros (m);

X é a distância do ponto V ao centro do condutor horizontal na direção da abscissa,

expressa em metros (m);

Y é a distância do ponto V ao centro do condutor horizontal na direção da ordenada,

expressa em metros (m);

P é a profundidade do condutor horizontal em relação à superfície do solo, expressa em

metros (m).


Figura B.8 – Localização de um ponto V em relação a um condutor horizontalmente

enterrado

B.4.3.3. Aterramento com hastes alinhadas Por ocasião do escoamento de uma corrente para a terra por um sistema de

aterramento com hastes alinhadas, para determinação da elevação de potencial em um

ponto qualquer na superfície do solo, devem ser cumulativamente considerados tanto os

efeitos da dispersão por meio de cada haste componente do conjunto como aquele

resultante da dissipação de corrente pelo condutor de interligação.

A distribuição das correntes deve ser considerada inversamente proporcional às

respectivas resistividades aparentes vistas pelo condutor e pelo conjunto de hastes

envolvidas, e diretamente proporcionais aos comprimentos desses dois tipos de eletrodos

(ver Figura B.10). Definido o valor da função f(n), as correntes dissipadas pelas hastes e

pelo condutor de interligação podem ser determinadas pelas Equações B.24 e B.25.

Figura B.9 – Distribuição de corrente entre condutor e hastes em aterramentos com hastes

alinhadas

( )

( ) B.24


( ) B.25

Onde:

Ic é a corrente dissipada pelo condutor de interligação, expressa em ampères (A);

Ih é a corrente dissipada pelas hastes, expressa em ampères (A);

f(n) é a relação entre os comprimentos de condutor e as hastes envolvidas;

I é a corrente dissipada pelo aterramento, expressa em ampères (A).

Neste Anexo, encontra-se uma rotina de cálculo para obtenção das distribuições de

correntes.

O valor da elevação de potencial em um ponto V do solo, devido à dispersão pelo

conjunto de hastes, é dado pela Equação B.26:

∑(

)

[√

√( ) ( )] B.26

Onde:

Vh é a elevação de potencial no ponto V devido ao escoamento de corrente à terra por

meio do conjunto de hastes envolvidas, expressa em metros (m);

ρh é a resistividade aparente correspondente à configuração do aterramento, expressa em

ohms-metros (Ω.m);

P é a profundidade da cabeça das hastes;

Xi é a distância do ponto V a cada uma das hastes hi envolvidas, expressa em metros (m);

Li é o comprimento de cada uma das hastes hi envolvidas, expresso em metros (m);

n é o número de hastes hi que compõem o aterramento;

Ihi é a fração de corrente em cada uma das hastes individuais, calculada conforme este

Anexo.

Para a determinação da elevação de potencial devido ao escoamento de corrente

pelo condutor horizontal, deve ser utilizada a Equação B.23, considerando-se: ρ = ρc e I =

Ic . A elevação de potencial total no ponto V é dada pela soma deste resultado ao valor

obtido pela Equação B.26.

Nota:

ρc é a resistividade aparente correspondente a um aterramento composto apenas pelo

condutor de interligação envolvido, expressa em ohms-metro (Ω.m);

B.4.3.4. Aterramento em anel A elevação de potencial em um ponto P qualquer do solo de coordenadas (x, y, z)

conforme a Figura B.11, resultante da circulação de uma corrente I por um anel

horizontalmente enterrado no solo, pode ser calculada, para um solo homogêneo, por meio


da Equação A.27, em que o par de coordenadas x, y é substituído pela definição de um

novo eixo x, também apresentado na Figura B.11:

Figura B.10 ‒ Coordenadas para aterramento em anel

( )

√( ) ( ) B.27

Onde:


I é a corrente circulante pelo anel, expressa em ampères (A);

x, z são coordenadas do ponto P, expressas em metros (m);

ra é o raio do anel, expresso em metros (m).

( ) ∫

√ ( )

B.28

Onde:

B.29

√ ( )

( ) B.30

Onde:

dF é o diâmetro do condutor, expresso em metros (m).

Nota:

Por F(C) ser uma integral elíptica, portanto, sem solução analítica, sua determinação só se

torna viável por processo numérico.


Na Tabela B.1, é apresentado um resumo dos potenciais na superfície do solo para

algumas configurações de anel consideradas típicas.

B.4.4. Impedância de surto dos aterramentos A descarga de correntes de surto normalmente causa tensões elevadas nos

eletrodos de aterramento, resultando em elevados valores de gradientes de potencial no

solo (E), podendo implicar em disrupção, caso excedido seu gradiente crítico (Eo).

Este fenômeno é conhecido por "ionização do solo" e leva a um comportamento não

linear da impedância de aterramento por ocasião da descarga da corrente de surto para o

solo, dependendo de parâmetros como: tempo de frente e corrente máxima (ou de pico) do

surto, resistividade do solo, ponto de injeção (extremidade ou centro, em eletrodos

horizontais).

O fenômeno da ionização do solo leva a dois efeitos importantes:

a) Provoca um aumento do diâmetro em eletrodos curtos (hastes de até 20 m),

fazendo com que sua impedância de surto fique menor que sua resistência normal

(para baixas frequências). (ver figuras B.4 a e B.4 b);

b) Causa a diminuição do comprimento efetivo do eletrodo em comprimentos longos

(horizontais), como os empregados em contrapesos de torres de lt (ver figura B.12

c).

0 1ra 2ra 3ra 4ra 5ra 7,5 ra 10 ra

0,1 ra 55,0 77,6 29,8 19,1 14,2 11,3 7,0 5,6

0,5 ra 58,4 57,2 33,5 22,1 16,7 13,2 8,2 6,6

0,75 ra 54,7 50,9 33,2 22,7 17,5 13,9 8,6 6,9

1 ra 50,2 45,3 32,0 22,7 17,3 14,0 8,8 7,1

0,1 ra 53,0 74,5 28,9 18,1 13,4 10,7 7,4 5,4

0,5 ra 54,2 53,4 31,3 20,6 15,3 12,2 8,4 6,1

0,75 ra 51,2 47,2 31,2 20,8 16,0 12,8 8,8 6,4

1 ra 46,2 42,1 29,8 21,5 16,5 13,2 9,1 6,6

0,1 ra 51,0 71,1 27,9 17,3 13,5 10,6 7,2 5,2

0,5 ra 52,7 51,6 29,7 19,8 15,4 12,1 8,2 5,9

0,75 ra 50,0 47,7 29,5 20,5 15,9 12,5 8,5 6,1

0,1 ra 48,4 68,2 25,8 16,7 12,4 9,8 6,7 4,8

0,2 ra 50,8 60,7 27,9 18,0 13,4 10,7 7,2 5,2

0,5 ra 51,7 51,7 29,3 19,0 14,1 12,1 7,6 5,5

0,1 ra 46,7 62,2 25,6 16,4 12,2 9,6 6,0 4,9

0,2 ra 50,0 66,7 27,4 17,6 13,1 10,2 6,4 5,2

0,1 ra 47,1 64,7 25,3 16,2 12,1 9,7 6,5 4,7

0,2 ra 46,9 59,4 26,9 17,2 12,8 10,3 6,9 5,0

5

7,5

10

Tabela B.1 – Potenciais na superfície do solo em relação ao potencial do anel (%)

Distancia X do ponto considerado (na superficie do solo) em relação ao

centro do anel Mra (m)Profundidade

do anel (Z)

1

2

3


a) Eletrodo muito curto b) Eletrodo curto c) Eletrodo longo

Figura B.11 – Efeito da ionização do solo no comprimento do eletrodo

B.4.4.1. Conceito de comprimento efetivo e impedância de surto Z0 A resistência de aterramento vista por um surto atmosférico costuma ser

denominada de resistência de aterramento impulsiva, resistência dinâmica ou impedância

de surto. O termo “impedância” preserva a ideia de o fenômeno possuir aspectos indutivos

e capacitivos.

O comprimento efetivo de um eletrodo de aterramento é definido como o

comprimento a partir do qual a impedância de surto não decresce significativamente.

Pode-se achar Le no ponto em que a tangente da curva Z0 × L faz um ângulo de 5° com o

eixo horizontal. Ver Figura A.13.

Figura B.12 – Variação de Z0 com o comprimento do eletrodo e definição do comprimento

efetivo

B.4.4.2. Cálculo do diâmetro, comprimento efetivo e da impedância de surto de eletrodos

O procedimento de cálculo para o diâmetro, comprimento efetivo e impedância de

surto de hastes verticais e de eletrodos horizontais é apresentado no Anexo I. As

formulações consideram o comportamento não linear de vários fatores, como a

resistividade, o tempo de crescimento da corrente de surto e seu valor máximo.

B.4.5 Limitações impostas aos aterramentos para adequado escoamento de

surtos atmosféricos Os aterramentos dos dispositivos de proteção contra sobretensão objetivam

viabilizar o adequado escoamento de eventuais surtos, garantindo a manutenção da

confiabilidade do sistema e a segurança dos usuários de seus serviços.


No que concerne à proteção específica do equipamento, o valor da resistência dos

aterramentos não tem maior influência. Desde que especificados os dispositivos de

proteção adequados e utilizado condutor de aterramento único, a limitação do

comprimento das interligações destes dispositivos com o tanque do equipamento é

suficiente à obtenção de adequado grau de proteção.

Entretanto, o valor de resistência oferecido pelo aterramento dos dispositivos de

proteção contra sobretensão é fundamental para a determinação da diferença de potencial

que deve se estabelecer entre os componentes do sistema elétrico e a terra, em função da

passagem da corrente de impulso nesta resistência.

A elevação de potencial até o ponto de conexão do condutor de aterramento com o

condutor neutro (afetada também pela queda de tensão no condutor de descida) é

transmitida para os pontos de utilização, enquanto que a diferença de potencial entre os

condutores-fase no topo da estrutura e a terra (afetada também pela tensão residual dos

dispositivos de proteção), deve se propagar ao longo do circuito primário.

Destes potenciais, os transmitidos pelo condutor neutro devem garantir condições

de segurança para os usuários; os transmitidos pelos condutores-fase da rede primária

devem ser inferiores ao valor da tensão suportável de impulso das estruturas, de forma a

evitar disrupção nos isoladores, que, não raro, são inclusive danificados pela corrente de

curto-circuito subsequente.

B.4.6. Metodologia para determinação do valor máximo da resistência de aterramento

Para o cálculo das elevações de potenciais resultantes das descargas de surtos,

devem ser estimados valores de resistência de aterramento (R), de forma a permitir a

definição do seu valor-limite.

O valor máximo de RAT corresponde ao maior dos valores que vier a resultar em

tensões no condutor neutro e nos condutores fase, inferiores a limites previamente

estabelecidos, em função dos critérios adotados para proteção contra sobretensões.

B.4.6.1. Sistemas trifásicos a quatro fios, multiaterrados A Figura B.13 apresenta um esquema simplificado da ligação de um equipamento

em um sistema trifásico a quatro fios, adotado como base para o desenvolvimento

apresentado a seguir:


Figura B.13 – Ligação de um equipamento em um sistema trifásico a quatro fios

Legenda:

i valor de crista da corrente de descarga, expresso em quilo ampères (kA)

i1 valor de crista da parcela de i que escoa pelo aterramento no ponto considerado,

expresso em quilo ampères (kA)

i2 valor de crista da parcela de i que circula pelo condutor neutro do sistema, expresso em

quilo ampères (kA)

Considerando uma impedância ao surto para o condutor neutro, Zsn:

B.31

Para a condição-limite, tem-se:

a) Tensão máxima no neutro (VDF):

B.32

b) Tensão máxima nas fases primárias (VAF):

B.33

Onde:

VBC é a tensão residual do equipamento de proteção, expressa em quilovolts (kV);


( )

B.34

L é a indutância do condutor = 1,214 mH/km;

di / dt é a taxa de crescimento da onda de corrente no tempo zero;

di / dt = 2,72 . i / t ;

t é o tempo real de crista, expresso em microssegundos (μs), e igual a 125 % do tempo de

crista da onda de surto considerada;

( )

B.35

B.36

As parcelas VAB, VCD e VDE, têm seus valores máximos somados algebricamente

por terem as correntes i e i1 o mesmo tempo de crista. Contudo, a acumulação desse

subtotal com os valores de VBC e VEF é feita a partir do preenchimento da Tabela B.2.

Legenda:

(A) Coluna a ser preenchida a partir do tempo real de crista da onda de corrente, em

microssegundos (μs), que corresponde a 1,00 pu. Para a forma de onda padronizada

(pulso de tensão de 1,2 × 50 μs), o tempo real de crista é: 125 % de 1,2 μs = 1,5 μs;

(B) Coluna a ser preenchida a partir do valor de pico da máxima corrente de descarga, em

quiloampéres (kA), que corresponde a 1,00 pu;

(C) Coluna a ser preenchida a partir do valor máximo da tensão residual do equipamento

de proteção contra sobretensão, equivalente à corrente de descarga de 5 kA, que

corresponde a 1,00 pu;


(D) Valor máximo de VAB + VCD, em quilovolt (kV), que corresponde a 1,00 pu, obtido

segundo a Equação B.34;

(E) Valor máximo de VDE, em quilovolts (kV), que corresponde a 1,00 pu, obtido pela

Equação B.35:

(F) Coluna a ser preenchida com o produto da multiplicação dos valores de corrente da

coluna (B) pelo valor da resistência ôhmica do aterramento, RAT.

(G) Coluna a ser preenchida com o resultado da adição dos valores correspondentes às

colunas (C) (D) (E) e (F).

(H) Coluna a ser preenchida com o resultado da adição dos valores correspondentes às

colunas (E) e (F), somente nos casos do emprego de gap entre as carcaças e neutro e

secundários dos transformadores.

Nota:

Os tempos correspondentes aos valores máximos das colunas (G) podem não coincidir

nem com o tempo da máxima tensão residual do equipamento de proteção nem com o

tempo da máxima queda de tensão no condutor de aterramento nem com o tempo da

máxima queda de tensão na resistência de aterramento.

Após o preenchimento da Tabela B.2 para diversos valores de RAT, o seu limite

máximo corresponde ao maior dos valores que não implique a ultrapassagem do limite de

tensão previamente definido, para VAF (coluna G) e para VDF (coluna H), quando for o

caso.

A metodologia apresentada neste item é também aplicável a ramais monofásicos –

Fase × Neutro –, que são sempre derivados de troncos trifásicos a quatro fios.

B.6.5. Aterramento de redes de distribuição Nesta subseção, são apresentadas metodologias adequadas à determinação das

condições mínimas a serem satisfeitas pelo projeto do aterramento de forma a atender,

simultaneamente, a todos os requisitos apresentados na Seção 4. Face às características

inerentes a cada tipo de sistema, a apresentação é feita em itens específicos, abordando:

a) Sistemas trifásicos a quatro fios, multiaterrados;

b) Sistemas trifásicos a três fios com neutro secundário contínuo;

c) Sistemas trifásicos a três fios com neutro secundário descontínuo;

d) Sistemas monofilares com retorno por terra.

Nos sistemas a quatro fios e três fios com neutro secundário contínuo, permanece

em estudo a padronização de uma sistemática para cálculo preciso das tensões passíveis

de serem transferidas pelo neutro para entradas consumidoras supridas em tensões

secundárias de distribuição, por ocasião de curtos-circuitos fase e neutro nas redes de


média tensão associadas, valores estes a serem compatibilizados com os limites de

suportabilidade.

B.6.5.1. Sistemas trifásicos a quatro fios, multiaterrados Neste tipo de sistema, os aterramentos do neutro efetivados ao longo da rede

(multiaterramento), além de propiciarem adequado escoamento dos surtos, devem

satisfazer os seguintes requisitos básicos:

a) Garantir a efetividade do aterramento do sistema; condição, na prática, satisfeita

quando a resistência do aterramento equivalente se situa na faixa de 0,1 Ω a 0,3 Ω;

b) Garantir a manutenção do neutro, em condições normais de operação, a um

potencial inferior a 10 V em relação à terra; condição que assegura não ser

alcançado o limite de 10 mA, quando de um eventual toque no condutor neutro;

c) Garantir a manutenção dos potenciais de passo dentro de limites toleráveis, em

condições de defeito; condição restrita aos potenciais de passo, por não ser sempre

viável a manutenção dos potenciais de toque e de transferência, em condições de

defeito, dentro dos limites toleráveis, tendo em vista os tempos de operação dos

dispositivos de proteção usuais. Proteção parcial para os potenciais de toque é

obtida, ou por meio da colocação do condutor de aterramento interno ao poste

(casos de instalações novas de postes de concreto), ou por proteção

eletromecânica (canaleta) até a altura de 3 m no solo quando o condutor de

aterramento for externo ao poste (caso de postes de madeira e postes de concreto

já instalados). Esta proteção é totalmente inviável nos casos de postes metálicos

onde a própria estrutura é utilizada como condutor de aterramento.

d) Todos os equipamentos devem ser conectados ao neutro e aterrados com

resistência igual ou inferior ao aterramento-padrão;

e) O neutro deve ser aterrado em todo fim de rede primária com o aterramento-padrão;

f) O neutro deve ser também aterrado em todo fim de rede secundária;

g) Nos casos de redes excessivamente curtas em que o dimensionamento do

aterramento pela metodologia indicada se torna inviável, mesmo que considerado o

comprimento total do neutro (rede primária e rede secundária), o projeto deve ser

desenvolvido conforme critérios recomendados para os sistemas a três fios com o

neutro secundário descontínuo (ver 6.5.3).

B.6.5.2. Sistemas trifásicos a três fios com neutro secundário contínuo Nesta subseção, são válidos os comentários iniciais feitos em 6.5.1.

Cabe ressaltar que, neste caso, o neutro, em condições normais de operação, é

sempre mantido a um potencial inferior a 10 V em relação à terra, já que a circulação da

corrente de desequilíbrio (no caso de BT), restringe-se à zona de influência de cada


transformador de distribuição, implicando no seu confinamento, quase que total, ao neutro

do circuito.

B.6.5.3 Sistemas trifásicos a três fios com neutro secundário descontínuo Neste caso, devido ao fato de ser inviável a limitação das tensões passíveis de

serem transferidas pelo neutro para as entradas consumidoras supridas em baixa tensão a

valores adequados, resta como alternativa o provimento de aterramentos independentes

para os equipamentos de média tensão (inclusive transformadores) e para o neutro da

rede secundária.

Os aterramentos de equipamentos de Média-tensão devem ser projetados conforme

rotina apresentada em 6.6.4, para aterramentos de equipamentos. Quanto à rede de baixa

tensão, devem ser providos aterramentos compostos de hastes alinhadas:

a) Nos pontos de instalação de transformadores de distribuição (mínimo de três hastes

distribuídas em relação ao condutor de descida de aterramento), com afastamento

em relação ao aterramento de Média-tensão, que limite a valores adequados às

tensões nele induzíveis por curtos na rede primária;

b) A intervalos de até 150 m (três hastes distribuídas);

c) Em todo fim de rede secundária (mínimo uma haste).

B.6.5.4. Sistemas monofilares com retorno por terra (MRT) B.6.5.4.1. Rede primária Somente devem ser projetados aterramentos nos pontos de instalação das

subestações de isolamento e distribuição, salvo a necessidade de instalação de

dispositivos de proteção contra sobretensão em outros pontos da rede.

O condutor neutro deve ser contínuo entre o transformador e as instalações

consumidoras. Deve-se, entretanto, tomar o cuidado de não vinculá-lo ao aterramento do

poste do transformador, e sim ao do poste de medição.

Por questões de segurança, o poste de medição deve situar-se a uma distância

mínima de 30 m do aterramento do poste do transformador.

B.6.5.4.2 Confinamento de corrente No sistema MRT, para confinar as correntes que retornam pelo solo, deve-se utilizar

um transformador de isolamento para evitar as possíveis interferências na proteção da

Rede supridora. Sua relação de transformação depende do planejamento elétrico da área,

podendo ser ainda ser utilizado o transformador de isolamento para adequar as tensões na

Rede supridora, bem como as derivações MRT, apresentando, para tanto, um enrolamento


primário adequado às tensões de fase da Rede supridora e um enrolamento secundário ao

qual se liga o ramal MRT.

B.6.5.4.3 Corrente nos aterramentos Nos sistemas MRT, as correntes de carga dos transformadores de distribuição

passam necessária e continuamente pelos aterramentos destes. Desta forma, pela função

essencial que cumprem para o desempenho do sistema e para a segurança de pessoas e

animais, os aterramentos devem ser executados de forma criteriosa, envolvendo a

medição da resistividade do solo, o projeto, a construção e o acompanhamento periódico.

As características necessárias ao sistema de aterramento dos transformadores nas

redes MRT, sejam eles de distribuição ou de isolamento, são determinadas em função de

segurança, levando-se em consideração a corrente de carga e a máxima corrente de falta

prevista para o ponto.

Na Tabela B.3, encontram-se os valores de correntes de cargas que podem circular

entre o sistema de aterramento e o solo, para transformadores MRT de até 25 kVA

(consideradas suas correntes de carga nominais).

B.6.6. Aterramento de equipamentos B.6.6.1. Objetivo O objetivo do aterramento de equipamentos é assegurar a operação rápida e efetiva

dos dispositivos de proteção, na ocorrência de defeitos devido a rupturas no isolamento, e

limitar a valores não perigosos às tensões de toque, passo e transferência, durante a

passagem da corrente à terra.

B.6.6.2. Sistemas trifásicos a quatro fios, multiaterrados Nesse tipo de sistema, face à filosofia de projeto para aterramento do condutor

neutro definida em 6.5.1 para garantir a sua manutenção a um potencial inferior a 10 V em

5 0,76 0,63 0,39 0,25

10 1,52 1,26 0,79 0,50

15 2,28 1,88 1,18 0,75

25 3,80 3,14 1,97 1,26

Corrente (A)

Transformador

MRT (kVA) 11,4 / √3

kV

34,5 / √3

kV

22 / √3

kV

13,8 / √3

kV

Tabela B.3 – Correntes de Cargas para Diversos

Transformadores de 5 a 25 kVA


condições normais de operação, bem como a efetividade do seu aterramento e a limitação

de potenciais a níveis toleráveis em condições de defeito, recomenda-se que:

a) O aterramento de todos os equipamentos seja projetado de forma idêntica aos

aterramentos do condutor neutro;

b) As carcaças e/ou ferragens de todos os equipamentos sejam sempre conectadas

ao neutro;

c) Em cada estrutura, a interligação à malha seja feita por meio de um único condutor

de aterramento.

B.6.6.3. Sistemas trifásicos a três fios com neutro secundário contínuo Para o aterramento de equipamentos instalados neste tipo de sistema, são válidas

as mesmas recomendações contidas em 6.6.2, uma vez que as filosofias para projeto de

aterramento do neutro são idênticas, para os dois casos.

B.6.6.4. Sistemas monofilares com retorno por terra (MRT) Para todas as instalações transformadoras no sistema MRT, deve ser elaborado o

projeto do sistema de aterramento.

Nas vizinhanças desses aterramentos, os gradientes de tensão no solo devem ser

mantidos suficientemente baixos, evitando-se colocar em risco a vida de pessoas e

animais.

Se, pelos métodos utilizados convencionalmente, o valor de projeto da resistência

de terra apresentar-se fora dos limites recomendados, deve-se necessariamente elaborar

projeto tendo em vista não só o valor da resistência desse aterramento, mas também, e

principalmente, a obtenção de valores seguros de gradientes de potencial na superfície do

solo, próximo ao transformador e à instalação consumidora.

Com relação às condições de segurança e sua implicação no valor da resistência

de aterramento, é possível a ocorrência de risco para gradientes de potencial na superfície

do solo superiores a 12 V/m nas vizinhanças dos sistemas de aterramento em regiões

pecuaristas ou que apresentem possibilidade de circulação de animais.

Para pessoas, na situação de regime, fixar corrente de 10 mA, como a máxima

permissível.

Para situações de defeito, devem ser considerados a corrente de curto-circuito e o

tempo de atuação do sistema de proteção.

Do exposto, verifica-se a importância do conhecimento das características do solo,

visto que, dependendo da resistividade superficial, os potenciais desenvolvidos pela

configuração de aterramento, vão aflorar à superfície com maior ou menor intensidade.

Em cada instalação transformadora, são executados dois aterramentos distintos. No

aterramento denominado “aterramento primário”, são interligados o terminal H2 do

enrolamento de média tensão do chamado transformador (se existir), sua respectiva


carcaça e o para-raios nele instalado. O outro aterramento, denominado “aterramento

secundário” ou do padrão de entrada do consumidor, destina-se exclusivamente à

conexão do neutro do circuito de baixa tensão.

A filosofia adotada para os transformadores de distribuição MRT é de aterramentos

independentes, o que permite a manutenção das condições de segurança quando de um

eventual rompimento do condutor do aterramento primário, independentemente de

qualquer exigência complementar no que se refere aos valores de resistências dos demais

aterramentos secundários (redes e consumidores).

Basta que o aterramento secundário seja composto por uma única haste de

referência; independentemente de seu valor ôhmico, com a separação entre aterramentos

primário e secundário, estará minimizando se não evitando a transferência de potenciais

ao consumidor.

Mesmo na ocorrência de circulação de corrente de curto-circuito pelos dois

aterramentos, se o aterramento primário for projetado e construído corretamente (perfeita

dissipação de potenciais no solo) comparativamente ao aterramento secundário, a

circulação deve ocorrer preferencialmente pelo primário, minimizando os potenciais

indesejáveis na região do padrão do consumidor.

A perda da interligação entre transformador e aterramento primário deve implicar

sempre no desligamento da carga.

Registra-se que, por ocasião da descarga de surtos por meio dos para-raios,

existirá a possibilidade de aparecimento de sobretensões indesejáveis no enrolamento

secundário. Por esse fato, em função da configuração de aterramento adotada, deve ser

definido um afastamento mínimo a ser observado entre os aterramentos primário e

secundário, a fim de prevenir e minimizar a indução de potenciais neste último.

B.6.7. Dimensionamento do condutor de aterramento A metodologia de cálculo apresentada nesta subseção deve ser utilizada, tanto para

o dimensionamento do condutor de aterramento, ou seja, do condutor de interligação entre

os componentes do sistema a serem aterrados e os eletrodos de aterramento, como para

a determinação da seção transversal adequada aos eletrodos horizontais, também

conhecidos como cabos de contrapeso, e ainda para aqueles destinados à interligação de

vários eletrodos (hastes), constituindo uma malha de aterramento. No desenvolvimento do

texto, é visto que o dimensionamento destes condutores é feito em função dos tipos de

sistemas a que se destinam.

B.6.7.1 Determinação da seção do condutor em função da corrente Em qualquer tipo de sistema, os condutores de aterramento, bem como os de

interligação de eletrodos, devem ser dimensionados de forma a suportar as máximas

correntes de falta que podem ser impostas a estes e que podem circular para a terra.


No caso de aterramento de sistemas de distribuição, face aos níveis de curto-

circuito usuais e aos respectivos tempos de operação da proteção, estes condutores

podem ser constituídos de um mesmo material, compatível com o especificado para os

demais componentes do aterramento e apresentar, preferencialmente, a mesma seção

transversal, calculada por:

Cálculo da corrente máxima de curto-circuito disponível para circulação nos

aterramentos:

[ ( ) (

( )

)

] B.37

Onde:

S é a seção do condutor, expressa em milímetros quadrados (mm2);

I é o máximo valor da parcela de Icc possível de ser conduzida à terra (ver 6.7.2), expresso

em ampères (A);

t é o tempo total de operação do dispositivo de proteção da SE, correspondente à corrente

de curto-circuito Icc, expresso em segundos (s);

ρ20 é a resistividade do condutor a 20 °C em cc., expressa em ohms milímetro quadrado

por metro (Ω mm2/m);

α é o coeficiente de variação da resistência, expresso pelo inverso do grau Celsius (°C-1);

Fr é o fator de relação entre as resistividades do condutor em corrente alternada e

contínua;

γ é a massa específica do condutor, expressa em gramas por centímetro cúbico (g/cm3);

C é o calor específico do condutor, expresso em calorias por grama-graus Celsius

(cal/g.°C);

θa é a temperatura ambiente, expressa em graus Celsius (°C).

Δθ = θm – θa

θm é a temperatura máxima admissível para as conexões utilizadas, expressa em graus

Celsius (°C).

Notas

Para condutores monometálicos, não ferrosos, Fr = 1.

Para condutores ferrosos ou com núcleo de aço, 1 ≤ Fr ≤ 1,2.

B.6.7.2. Determinação das correntes de curto-circuito a serem consideradas no dimensionamento

Quando da elaboração dos cálculos para dimensionamento do condutor de

aterramento, devem ser consideradas as correntes de curto-circuito definidas em 6.7.2.1 a

6.7.2.3:


B.6.7.2.1 Sistemas trifásicos a quatro fios, multiaterrados Supondo a pior condição, isto é, a falha coincidindo com um ponto de aterramento,

a condição em que a corrente circula pelo aterramento (I) é dada por:

√

√ √

B.38

Onde:

√

( ) ( ) ] B39

[

]

[

( )]

( )

B.40

[

( )]

( ) B.41

Onde:

R5 é o menor valor da resistência equivalente dos aterramentos das entradas

consumidoras supridas, por quilômetro dos alimentadores do sistema, expresso em ohms

(Ω);

R9 é o menor dos valores máximos de resistência dos aterramentos do sistema, expresso

em ohms (Ω);

RSE é o menor valor de resistência de aterramento das subestações, expresso em ohms

(Ω);

kV é a tensão entre fases do sistema, expressa em quilovolts (kV).

Nota

A mesma equação para cálculo de Icc pode ser apresentada como a seguir:

√

[ [

( )]

( ]

[ [

( )]

( )]

B.4

2

B.6.7.2.2. Sistemas trifásicos a três fios com neutro secundário contínuo


Não sendo o neutro conectado à malha de terra da subestação, considera-se como

pior condição a corrente de curto-circuito fase-terra disponível na SE. Desta forma, a

corrente que circula pelo aterramento (I) é dada por:

√

√ √

B.43

Sendo:

√

[ (

)

]

( )

B.44

Sendo:

RSE é o menor valor de resistência de aterramento das SE do sistema, expresso em ohms

(Ω);

x1T é a menor reatância de sequência positiva de transformador de SE do sistema,

expressa em ohms (Ω);

x0T a menor reatância de sequência zero do transformador de SE do sistema, expressa em

ohms (Ω);

Ri,xi a menor resistência ou reatância para limitação de Icc, se for o caso, expressa em

ohms (Ω).

B.6.7.3. Características dos condutores de aterramento Como parte dos requisitos mínimos da especificação dos materiais a serem

utilizados nos projetos de aterramento, podem ser considerados: os diâmetros mínimos a

serem consideradas para hastes de aterramento, as seções mínimas a serem

consideradas para os condutores de aterramento e as espessuras mínimas a serem

consideradas para fitas ou chapas.

Os produtos a serem definidos devem atender às Normas Brasileiras (ABNT)

específicas. Critérios de aceitação, ensaios e especificação dos produtos estão descritos

nas normas pertinentes.

São apresentadas na Tabela B.4 as características técnicas dos condutores

normalmente utilizados nas descidas dos aterramentos, dados estes necessários ao seu

dimensionamento.


Com relação ao condutor de cobre, que é o mais comumente empregado, as

temperaturas máximas recomendáveis são as especificadas na Tabela B.5.

0,004 27 0,003 93

0,004 13 0,003 81

0,004 08 0,003 78

0,004 08 0,003 78

0,004 08 0,003 78

0,004 08 0,003 78

0,004 08 0,003 78

0,004 39 0,004 03

0,003 80 0,003 53

0,003 73 0,003 47

0,003 88 0,003 60

0,001 65 0,001 60

0,001 65 0,001 60

0,003 41 0,003 20

0,001 34 0,001 30

(b) Baseado em barra de aço COPANT 1020 revestido em aço inoxidável COPANT 30304, camada 508 μm.

Tabela B.4 – Valores dos Parâmetros Para os Tipos de Condutores mais Utilizados em Malhas de Aterramento

3,931

4,032

(a) Aço cobreado baseado em uma espessura de 254 μm de cobre.

2,556

2,598

2,598

2,670

3,284

4,44317,500

20,100

72,000

3,422

3,422

3,846

3,846

3,846

3,846

3,8468,621

2,862

3,222

3,284

8,480

15,900

1,724

1,777

3,318

4,397

5,862

8,374

660

660

1.510

1.400

419

1.4002,4

1.083

1.084

1.084

1.084

1.084

1.084

1.084

657

66053,5

52,5

20,3

10,8

9,8

8,5

100,0

97,0

53,0

40,0

30,0

21,0

20,0

61,0

Haste de aço revestido

em aço inoxidável (b)

Aço-carbono zincado

Aço inoxidável COPAN T

30304

Haste de aço cobreada (a)

Fio de aluminio

Liga de alumínio 5005

Liga de alumínio 6201

Aço-alumínio

Aço 1020

Cobre (macio)

Cobre (duro)

Aço cobreado 53%

Aço cobreado 40%

Aço cobreado 30%

Aço cobreado 21%

temperatura dde

Fusão (a)

°C

Resistividade

ρr (20°C) em

(µΩ.cm)

TCAP

[J/(cm3°C)]

Coeficiente Técmico de

ResistividadeCondutancia

α0 (0°C) αr (20°C)

Tipo de Condutor

%

Mecânica (aparafusada ou por pressão)

Emenda tipo solda oxiacetilênica

Emenda com solda exotérmica

Emenda à compressão

Coneão

(a) Solda exotérmica, conhecida como aluminotermia, cuja

conexão é feita por meio da fusão obtida pela ignição e

combustão de uma formulação em um molde.

(b) Obtida por meio de conectores à compressão.

Tabela B.5 – Tipos de Conexões e Seus Limites Máximos de

Temperatura

250

450

850 (a)

850 (b)

Tm (°C)


Devido a requisitos mecânicos e de segurança, a seção transversal do condutor de

aterramento não pode ser inferior a 16 mm2. Em consequência, considerada a elevação

máxima de temperatura de 210 °C, compatível com a existência de conexões por pressão

(θmáx. = 250 °C), fica a corrente suportável limitada em 2 070 A, o que implica dizer que,

para correntes máximas de curto-circuito fase-terra de um sistema até esse valor, nenhum

cálculo necessita ser feito para o seu dimensionamento.

Raciocínio semelhante pode ser desenvolvido no caso do emprego de outros

materiais, desde que respeitada a condição de rigidez mecânica mínima compatível com a

seção transversal de 16 mm2.

B.6.8. Aterramento de consumidores É de fundamental importância que todos os pontos de utilização de energia sejam

providos de um adequado e confiável aterramento, a fim de viabilizar o escoamento de

eventuais sobretensões, garantindo a segurança pessoal dos consumidores.

São apresentadas em 6.8.1 a 6.8.2 as recomendações pertinentes ao aterramento

dos diversos tipos de instalações consumidoras.

B.6.8.1. Consumidores atendidos em tensão secundária de distribuição (baixa tensão)

Como regra geral, nos casos de sistemas primários a quatro fios e a três fios com

neutro secundário contínuo, desde que os aterramentos providos pela concessionária

tenham sido projetados de acordo com as recomendações contidas nesta Norma, os

consumidores devem ser orientados para executarem suas instalações internas em

consonância com as recomendações da ABNT NBR 5410, para esquema TN.

Apenas nos casos especiais em que o projeto de aterramento do sistema

distribuidor não viabilize a limitação dos potenciais passíveis de serem transferidos para os

consumidores de BT a valores adequados, é que a eles deve ser recomendada a

utilização do esquema previsto na ABNT NBR 5410.

Nos casos de sistemas a três fios com neutro secundário descontínuo, face à

possibilidade de eventuais contatos de condutores-fase do primário (partidos) com o

condutor neutro, aos consumidores deve ser sempre recomendada a adoção do esquema

TT em suas instalações internas.

Não sendo fisicamente possível esse tipo de contato (por exemplo, nos casos de

redes isoladas), aos consumidores pode ser recomendada a adoção do esquema TN.

B.6.8.1.1. Recomendações específicas para o esquema TN Quando adotado pelos consumidores o esquema TN, além da recomendação de

interligação (sempre que possível) dos aterramentos às estruturas dos respectivos prédios,


devem ser por eles observadas as orientações específicas apresentadas desde 6.8.1.1.1 a

6.8.1.1.3.

B.6.8.1.1.1. Entradas individuais Em cada edificação, na medição e na proteção do ramal de entrada, deve ser

executado aterramento, com no mínimo uma haste, independentemente do valor da

resistência de aterramento obtida. Esse aterramento deve ser confiável e estar de acordo

com o padrão de cada empresa, devendo ser exercida sobre ele uma efetiva fiscalização

por parte da concessionária, quando da ligação do consumidor ao sistema.

B.6.8.1.1.2. Entradas coletivas

Com até seis consumidores - Em cada edificação, no centro de medição e da

proteção, deve ser providenciado aterramento único no ramal de entrada, com

número de hastes de terra correspondente no mínimo ao número de consumidores

ligados, independentemente do valor de resistência de aterramento obtida. Esse

aterramento deve ser confiável e estar de acordo com o padrão de cada empresa,

além de sofrer uma efetiva fiscalização por parte da concessionária, quando da

ligação dessa entrada coletiva ao sistema;

Com mais de seis consumidores - Em cada edificação, no centro de medição e de

proteção, deve ser providenciado aterramento único no ramal de entrada, com no

mínimo seis hastes, contemplando os critérios estabelecidos, tanto pela Norma

Brasileira pertinente quanto pela concessionária.

B.6.8.1.1.3. Cargas localizadas em vias públicas Em se tratando de pontos de utilização de energia localizados em vias públicas, é

comum a instalação de postes metálicos para sustentação de letreiros luminosos, placas

de identificação de ruas, relógios/termômetros etc.

Para esses casos, em adendo às recomendações contidas em 6.8.1.1.1, deve ser

prevista a instalação de anéis em torno dos postes conectados ao neutro e às respectivas

estruturas, com diâmetro em torno de 600 mm, à profundidade de 200 mm em relação à

superfície.

B.6.8.1.2. Recomendações específicas para o esquema TT Considerando que a utilização do esquema TT só é recomendada quando possível

à transferência de potenciais perigosos pelo condutor neutro, além das recomendações

prescritas em 6.8.1.1.1 e 6.8.1.1.2 para aterramento do neutro, o segundo aterramento (do

condutor de proteção) deve ser projetado com afastamento suficiente em relação ao


primeiro, de forma a prevenir a possibilidade de induções de potencial superiores aos

limites toleráveis.

B.6.8.2. Consumidores atendidos em tensão primária de distribuição B.6.8.2.1. Subestações simplificadas (transformadores em postes ou

plataformas) Devem ser atendidas as mesmas recomendações feitas em 6.5.

B.6.8.2.2. Subestações convencionais O projeto do aterramento deve prever autossuficiência, de modo a garantir as

condições operacionais e de segurança, independentemente da sua interligação ao

eventual condutor neutro do sistema supridor.

Por ocasião do pedido de ligação ou ampliação de uma destas subestações, o

consumidor interessado deve apresentar à concessionária, para conhecimento e eventual

análise, o projeto do sistema de aterramento, inclusive memorial de cálculo, contemplando

os critérios estabelecidos pela Norma Brasileira pertinente e pela concessionária.

B.6.9. Verificação e manutenção das características originais de projeto B.6.9.1. Considerações gerais O requisito básico que deve atender a um sistema de aterramento projetado

conforme metodologia descrita em 6.4 é o de proporcionar o adequado funcionamento dos

sistemas de energia elétrica e, sobretudo, garantir as condições de segurança, tanto

durante operação normal destes sistemas quanto nas situações de defeito. Para tanto, as

malhas de aterramento devem cumprir as exigências de desempenho elétrico e mecânico

previstas em projeto e enunciadas em 6.9.2.1 e 6.9.2.2.

B.6.9.2. Verificação das características de projeto B.6.9.2.1. Desempenho elétrico As malhas de aterramento devem:

a) Apresentar um valor de resistência de aterramento estável ao longo do tempo. Para

a obtenção desta característica, não se pode utilizar, na confecção da malha

materiais que possam ser lixiviados ou que tenham suas propriedades grandemente

alteradas dentro da vida útil prevista para a malha;

b) Apresentar capacidade de condução de corrente compatível com os valores aos

quais está submetido, o que implica em que o material especificado para a


confecção das malhas e também do cabo de descida apresentem curvas tempo x

corrente, compatíveis com os tempos de operação da proteção contra

sobrecorrentes associada;

c) Garantir um valor de resistência de aterramento compatível com os requisitos de

proteção de equipamentos e da rede limitando as sobretensões originárias de

surtos atmosféricos a valores suportáveis por equipamentos e estruturas;

d) Evitar flutuações de tensão do neutro, garantindo que o potencial deste condutor

seja sempre o mais próximo possível do potencial de terra.

A verificação do valor de resistência deve ser feita logo após a execução do projeto.

Para sistemas que dispõem do condutor neutro, o número de pontos de aterramentos a

serem inspecionados, escolhidos aleatoriamente, não pode ser inferior a 10 % em relação

ao universo projetado.

B.6.9.2.2. Desempenho mecânico As malhas de aterramento devem:

a) Apresentar previsão de durabilidade compatível com a vida útil do equipamento ou

sistema ao qual se destinam, sendo resistentes à corrosão dentro das

características do solo no qual se encontram instaladas;

b) Apresentar resistência mecânica suficiente, de modo a evitar danos ao material

utilizado durante a confecção da malha, como rompimento do condutor de descida,

dobramento ou flambagem das hastes de aterramento e danificação das conexões

durante sua vida útil. A verificação destas características deve ser feita segundo

disposições estabelecidas em 6.9.3.

B.6.9.3. Acompanhamento das características de projeto O fenômeno da corrosão que se verifica nos condutores de aterramento, hastes de

aterramento e conexões caracterizam-se como um dos principais fatores determinantes da

vida útil de um aterramento.

Desta forma, torna-se imperioso o acompanhamento do sistema de aterramento no

decorrer do tempo.

A frequência de verificação nunca pode ultrapassar o período de vida útil dos

elementos que compõem o sistema de aterramento. Assim, devem ser realizadas

medições sempre que surgirem indícios de que o sistema de aterramento distancia-se dos

objetivos para os quais foi projetado.

B.6.9.3.1. Manutenção dos aterramentos


Algumas das recomendações feitas nesta Subseção podem ser de difícil

observância para todas as regiões da área de concessão da empresa, tendo em vista a

existência de altas densidades de carga e/ou zonas densamente povoadas. No entanto,

estas recomendações devem ser obedecidas nas regiões onde se possam realizar as

medições necessárias ao acompanhamento do desempenho dos aterramentos, tendo em

vista a aquisição de dados e as informações que possibilitem:

a) Avaliar o desempenho do sistema de aterramento de forma geral;

b) Estimar, com maior margem de segurança, a vida útil dos diversos materiais

empregados;

c) Proceder a uma avaliação dos critérios de projeto e métodos construtivos.

A análise destes dados permite a alocação de recursos e definição de políticas

relativas aos materiais utilizados e à manutenção ou renovação de aterramentos em toda a

área de concessão da empresa.

B.6.9.3.2. Critérios para medição da resistência de aterramento São os seguintes:

a) Periodicidade - Independentemente da constatação ou não de possíveis

irregularidades, a frequência de verificações por meio de medições da resistência

oferecida por um aterramento não pode ser superior a 1/3 da durabilidade prevista

para o sistema de aterramento. Entretanto, recomenda-se a realização de

medições, tendo em vista a verificação da constância dos valores de resistência em

períodos de aproximadamente cinco anos;

b) Amostragem - O número de pontos de aterramentos a ser inspecionado deve ser

dimensionado de acordo com métodos estatísticos apropriados às condições da

região e aos tipos de solo em que se encontram dispostos. Entretanto, o número

mínimo a ser considerado para inspeção deve ser de 10 % do universo em estudo.

Esta amostra, inicialmente escolhida aleatoriamente, deve ser mantida nas

observações seguintes;

c) Época da execução - Como a resistividade do solo varia diretamente com a

quantidade de água contida no solo e com a resistividade desta água, as medições

devem ser executadas em período seco, de forma a não se obter resultados

distorcidos. Em casos excepcionais, deve-se aguardar pelo menos três dias

consecutivos sem chuva para a realização das medições. O primeiro valor medido

para acompanhamento é denominado “valor de referência”.

B.6.9.3.3. Critérios para manutenção dos aterramentos São os seguintes:


a) Redes - Para um universo de até 100 aterramentos, efetuar sempre dez medições,

e, para universos de mais de 100 aterramentos, tomar no mínimo 10 % do total.

Destas medições, verificar o seguinte:

Caso 60 % ou mais das medidas apresentem valores superiores a 150 % dos

valores de referência, efetuar medições em cada aterramento do universo

considerado e renovar os que se apresentarem com valores superiores ao limite

fixado;

Caso 21 % a 59 % das medidas apresentem valores superiores a 150 % dos

valores de referência, proceder a nova amostragem aleatória. Caso persista em

mais de 30 % das novas medições um valor superior ao exigido, executar medições

em todos os outros pontos, procedendo à necessária renovação;

Caso 20 % ou menos das medidas apresentem valores superiores a 150 % do

requerido, nenhuma providência é necessária

b) Equipamentos - Para equipamentos especiais, como religadores, seccionalizadores,

reguladores, chaves a óleo e semelhantes, deve ser efetuada no mínimo uma

medição de seu sistema de aterramento toda vez que o equipamento passar pela

oficina para manutenção. Recomenda-se que o intervalo entre verificações não seja

maior que cinco anos;

c) Consumidores - O acompanhamento do desempenho dos aterramentos de

unidades consumidoras atendidas em tensão primária deve ser realizado de forma

idêntica ao estabelecido para redes. Em caso de necessidade, deve-se renovar o

aterramento. Recomenda-se, para os aterramentos das unidades consumidoras

atendidas em tensão secundária, sua manutenção e eventual renovação, sempre

que comprovadamente for constatada a sua não efetividade.

B.6.10. Aterramento de cercas Cercas constituídas de material condutor (em geral, arame farpado), localizadas em

até 30 m de redes de distribuição, podem vir a ser energizadas tanto por contatos físicos

acidentais resultantes de eventuais rompimentos de condutores como por acoplamento

eletrostático e/ou eletromagnético nos casos de cercas paralelas à rede. Como solução,

estas cercas devem ser seccionadas e aterradas conforme rotinas descritas em 6.10.1 a

6.10.3.

B.6.10.1. Cercas transversais à rede de distribuição Cercas que cruzam a faixa de passagem de redes estão sujeitas a ficarem em

contato direto com um condutor, quando este se rompe, ficando desta forma energizadas.

A zona de influência do problema deve ser limitada pelo seccionamento da cerca em

limites tais que, quando do rompimento de um condutor, mesmo com seu “chicoteamento”,


este não toque nas partes de cerca fora do trecho seccionado. O seccionamento da cerca

deve ser feito com seccionadores adequados ou moirões adicionais (ver Figura B.15).

Na parte da cerca dentro da faixa estabelecida, devem ser executados

aterramentos com apenas uma haste em ambas as extremidades. A fim de equalizar os

potenciais, essas hastes devem ser interligadas por um condutor enterrado de material e

bitola adequados. Este conjunto não pode ser conectado com o sistema de aterramento da

rede de distribuição.


Figura B.14 – Seccionamento e aterramento de cercas transversais à rede de distribuição

B.6.10.2. Cercas paralelas à rede de distribuição No caso de cercas paralelas a redes de distribuição, tensões podem ser induzidas

eletromagneticamente, notadamente, durante a ocorrência de faltas no sistema, quando

existe corrente de retorno pela terra. A tensão não depende somente do valor da corrente

de falta, mas também do comprimento de cerca exposto ao paralelismo, da posição

relativa entre a cerca e a Rede, da resistividade do solo e da existência ou não do neutro

multiaterrado na rede de Distribuição. Tensões induzidas eletrostaticamente raramente são

de valor apreciável e também dependem de diversos fatores.

A influência dos campos eletrostáticos e eletromagnéticos em cercas situadas a

uma distância superior a 30 m do eixo da rede de distribuição é considerada desprezível e,

portanto, não exige qualquer providência específica.

A mais efetiva medida para limitar estas tensões induzidas é separar eletricamente

a cerca em um determinado número de seções.

Caso haja possibilidade de queda de um condutor-fase sobre a cerca, esta deve ser

aterrada em ambos os lados de cada ponto de seccionamento com pelo menos uma

haste, devendo estes dois aterramentos serem eletricamente independentes (ver Figura

B.16). Tal procedimento, apesar de não propiciar condições totais de segurança, aumenta

a probabilidade de operação da proteção do alimentador por ocasião de contatos fase x

cerca.

Como o número de fatores envolvidos no cálculo das tensões induzidas é muito

grande, cada paralelismo deve ser considerado um caso individualizado, para fins de

cálculo da distância máxima entre seccionamentos.

Em estudos de aterramentos e seccionamentos de cercas, para locais onde seja

evidente a presença de animais, sugere-se a consideração de valores mais críticos para

limites de tensões de toque permissíveis.


Figura B.15 – Aterramento e seccionamento de cercas paralelas à rede

B.6.10.3. Cercas próximas a aterramentos do sistema primário Adicionalmente, cuidados especiais devem ser tomados com relação a cercas

localizadas dentro das zonas de influência de aterramentos do sistema primário

(religadores, postos de transformação, reguladores, aterramentos de neutro etc.), tendo

em vista prevenir:

a) Que elevações de potencial no solo ao redor do aterramento primário sejam

transferidas para pontos remotos por meio dos aterramentos das cercas;


b) Que pessoas localizadas dentro das referidas zonas de influência (também sujeitas

a eventuais elevações de potencial) possam ser submetidas a diferenças de

potencial elevadas pelo contato com trechos de cercas remotamente aterrados.

Não sendo viável a execução de estudos específicos para cada caso, a observância

das diretrizes descritas em 6.10.3.1 e 6.10.3.2 minimizam a probabilidade de condições

inseguras.

B.6.10.3.1. Cercas paralelas à configuração do aterramento Seccionar o trecho de comprimento correspondente ao dobro da dimensão do

aterramento (simetricamente à sua configuração). Não havendo possibilidade de contato

acidental dos condutores-fase com o trecho de cerca resultante deste seccionamento, este

deve ser mantido isolado da terra. Caso contrário, este trecho de cerca deve ser provido

de um aterramento composto de uma haste, em seu ponto central.

B.6.10.3.2. Cercas transversais à configuração do aterramento Seccionar o trecho de comprimento correspondente ao quádruplo da maior

dimensão do aterramento simetricamente à sua configuração. Não havendo possibilidade

de contato acidental dos condutores-fase com o trecho de cerca resultante deste

seccionamento, este deve ser mantido isolado da terra, caso contrário, este trecho de

cerca seccionado deve ser aterrado:

a) Em ambas as suas extremidades, se o aterramento do primário cruzá-lo;

b) Apenas em seu ponto central, caso não haja este cruzamento.

B.6.11. Aterramento de estais O problema representado pelo estai consiste na possibilidade de contato

simultâneo, por uma pessoa ou animal, no estai e no terra adjacente, quando da

ocorrência de um contato acidental de um condutor energizado com este. O resultado

deste contato pode ser minimizado se o estai estiver efetivamente aterrado por sua própria

âncora ou de outra forma semelhante. Pode também ser minimizado caso a parte do estai

sujeita a contatos acidentais com condutores-fase seja isolada.

B.6.11.1. Sistemas trifásicos a quatro fios ou sistemas a três fios com neutro secundário contínuo

Independentemente do tipo de poste (concreto ou madeira), a interligação do estai

ao neutro multiaterrado proporciona uma boa segurança quando do contato acidental entre

condutor energizado e o estai.


B.6.11.2. Sistemas trifásicos a três fios com neutro secundário descontínuo Nestes casos, o estai pode ser efetivamente aterrado ou isolado.

B.6.11.2.1. Aterramento do estai Quando se aterra o estai, este deve ser considerado um aterramento de rede. O

cálculo é feito utilizando-se a rotina prevista em 6.4. A manutenção deve ser feita de

acordo com 6.9. Cabe observar que a obtenção e a manutenção de aterramentos efetivos

em estais podem apresentar muitas dificuldades, principalmente no caso de redes rurais

em que o número destes é muito grande.

B.6.11.2.2. Isolação do estai O isolador a ser utilizado deve:

a) Ter suficiente isolamento para a tensão de Rede;

b) Ser colocado a uma altura que represente um compromisso entre o eventual

contato da fase com o estai e o contato de pessoa ou animal com a porção aterrada

do estai;

c) No caso de postes de madeira, é recomendável a utilização de isoladores com alta

resistência à descarga disruptiva para se evitar a anulação dos efeitos de isolação

proporcionados pelo poste.

Cabe observar que os isoladores de estai introduzem um elemento mecanicamente

fraco na construção da Rede, e a manutenção de suas características elétricas por longos

períodos de tempo é dificultada pela simples razão de que os defeitos não se tornam

aparentes como no caso dos isoladores de Rede.


23. APÊNDICE C

ANÁLISE E APROVAÇÃO DO PROJETO

C.1. Análise e Aprovação do Projeto

A análise e aprovação do projeto são feitas pela Energisa.

Os projetos elétricos das Redes de Distribuição Rural devem ser apresentados para

aprovação, em 02 (duas) vias de igual teor e/ou em arquivo digital conforme orientação da

concessionaria, contendo no mínimo os documentos relacionados no item C.4.

Após o recebimento do projeto, a Energisa tem os seguintes prazos:

i. Em tensão secundária de distribuição e em tensão primária de distribuição inferior a

69 kV: 30 (trinta dias)

ii. : 30 (trinta dias)

No ato da aprovação do projeto, são devolvidas ao interessado, por carta e/ou por

correio eletrônico, 01 (uma) via do projeto, carimbadas e assinadas;

São informados, na oportunidade, ao responsável pela execução da obra:

a) O número patrimonial do transformador no equipamento;

b) O numero patrimonial das chaves de manobras e/ou proteção;

Não devem ser analisados projetos que não contenham: numeração cadastral ou

coordenadas geográficas do ponto de derivação ou de partida, planta de situação com

posicionamento de Redes, nome de propriedades com transformadores e logradouro

próximos do ponto de partida ou de derivação.

Não devem ser aprovados os projetos que contemplem a instalação de

transformador (es) na Rede Tronco Rural. Todo posto de transformação deve ser instalado

em um ramal derivando da Rede Tronco, devendo o mesmo conter proteção.

Caso o projeto não seja aprovado, o solicitante é informado, por carta e/ou correio

eletrônico, ,o motivo da reprovação. A aprovação dos projetos tem a validade de 24 (vinte

e quatro) meses para execução. Caso não tenha sido iniciado dentro desse prazo, deve

ser submetido novamente a Energisa para ratificação. Neste caso o projeto deve se

adequar às normas vigentes.

Nos projetos contratados diretamente pela Energisa, devem ser encaminhadas 02

(duas) cópias impressas e/ou em meio digital, conforme concessionária, para análise e

aprovação. A Energisa analisa o projeto, devolvendo uma das cópias aprovadas ou com

ressalvas e anotações, se for o caso. Feitas as correções indicadas, se houver, o projetista

encaminha os originais acompanhados de 03 (três) cópias de cada documento, para

aprovação em definitivo.


O Memorial Técnico deve ser encaminhado em caráter preliminar, juntamente com

a primeira remessa de documentos do projeto. No encerramento do mesmo, deve ser

enviado o Memorial Técnico em 03 (três) vias, com a relação definitiva de material e dos

documentos que o compõem.

C.2. Documentação do Projeto

Memorial Técnico Descritivo

Deve apresentar a justificativa técnica do projeto, dos desenhos especiais contendo

as seguintes informações:

Finalidade da RDR, com descrição sucinta de seu caminhamento e localização

geográfica;

Características técnicas da RDR, tais como: extensão, tensão de operação,

número de circuitos, tipo de condutor, número de fases (monofásico, bifásico ou

trifásico), tipo de postes de concreto;

Memória de Cálculo quando forem necessárias soluções não previstas nesta

Norma.

C.3. Desenhos

Os desenhos devem ser apresentados em formato padronizado, conforme Anexo

06, e devem ser compostos de:

a) Desenho de planta e perfil com a locação das estruturas e indicação dos pontos de

derivação das estações transformadores e posição dos equipamentos de proteção.

b) Planta de situação do Projeto em coordenadas “UTM” obtidas pelo rastreador GPS no

DATUM SIRGAS-2000, e com detalhes da Rede existente, obrigatoriamente.

c) Desenhos de travessias, devidamente aprovados pelos órgãos competentes. Nos

projetos contratados pela Energisa, os processos de aprovação das travessias junto

aos órgãos competentes, devem ser providenciados pela mesma.

d) Desenhos especiais, quando for o caso.

e) Tabela de Locação (ANEXO 5 - Item 2).

f) Quando houver alteração no projeto durante a construção, o mesmo deve ser refeito e

reapresentado para nova análise.

C.4. Documentos

Devem ser apresentados os seguintes documentos:

a) Caderneta de campo (para Redes com extensão superior a 500 metros);

b) Autorização de passagem em terrenos de terceiros com Firma Reconhecida (Anexo 1);


c) Autorização para tomada de energia, quando esta for feita em Rede particular, com

Firma Reconhecida (Anexo 20);

d) Termo de manutenção de Rede (Anexo 22);

e) Anotação de Responsabilidade Técnica (ART) do projeto elétrico, topográfico e

execução, do Responsável Técnico pela obra;

f) Certificado de Registro Cadastral no CREA;

g) Relação de cargas com assinatura do proprietário com firma reconhecida, relação de

materiais (Anexo 23) e cálculo de queda de tensão;

h) Autorização de Licença Ambiental expedida pelo Órgão Estadual Competente, quando

se fizer necessário.

i) Protocolo de envio de detalhes de travessia sobre rios navegáveis, ferrovias, rodovias,

aos órgãos competentes.

j) Planta de localização juntamente com a planta de situação do projeto.

Observações:

Quando comprovada a falsificação de documentos pela Empreiteira, a mesma

deve ser Notificada ao CREA responsável, e processada criminalmente.

Ao solicitar a fiscalização junto aos escritórios (Anexo 24), depois da aprovação

do projeto, deve ser encaminhado em anexo, diagrama de ligação e ensaio dos

transformadores com as anotações do número patrimonial, fornecido por ocasião

da aprovação do projeto, juntamente com o nome do proprietário e da

propriedade, se for o caso.

Não pode haver rasuras, borrões, entre redes nos documentos acima

relacionados, bem como no desenho. A data de toda documentação deve

coincidir com a do projeto.


APÊNDICE D

PROCESSO DE CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO

D.1. Diagrama Equivalente

O cálculo de queda de tensão é feito baseado no circuito equivalente da Rede. Para

efeito de cálculo da Rede o seu tronco deve ser dividido em trechos, tendo como limite o

seguinte critério na determinação dos pontos divisórios dos trechos:

Saída de ramais com carga apreciável;

Ligações de cargas individuais pesadas;

Pontos de mudança de seção dos condutores;

No caso de vários ramais de pequenos consumidores adjacentes, o ponto de

derivação equivalente do trecho, para as cargas ligadas.

Para ordenação, esses pontos devem ser consecutivamente numerados a partir do

ponto de tomada ou da subestação, e neles registradas as cargas em estudo.

É apresentada no Anexo 11 a folha de cálculo de queda de tensão, onde podem

ser lançados o diagrama equivalente e os dados. No diagrama devem ser registradas

separadamente, as capacidades instaladas em transformadores de distribuição e em

estações consumidoras de Média tensão.

A letra “E” identifica a potência instalada em estações consumidora de AT.

D.2. Método de Cálculo

Uma vez montado o diagrama equivalente, a queda de tensão em cada trecho deve

ser calculada.

A queda de tensão no fim de cada trecho é a queda acumulada até este ponto. Para

circuitos equilibrados, a queda de tensão pode ser simplificada para cada trecho na

relação seguinte:

Onde:

V = Queda de tensão no trecho;

N = Carga em MVA que circula no trecho;

L = Comprimento do circuito em km;

K = Constante característica do circuito que depende do fator de potência da carga, do

condutor, sua disposição e tensão nominal da Rede.

Na verdade, K representa a queda de tensão para cada condutor, disposição e fator

de potência da carga de um circuito com uma dada tensão nominal, que tem 1km de

comprimento e 1MVA de carga.


Desta maneira pode-se calcular os valores de K para as várias tensões.

As Tabelas 02 da NDU-007 e o Anexo 12 apresentam os valores para as

condições empregadas. Na falta de outros dados, adotar o fator de potência 0,8 para carga

diurna e 1,0 para carga noturna.

Folhas para Cálculo de Queda de Tensão

A folha para cálculo de queda de tensão (Anexo 11) é composta das colunas

seguintes:

a) Trecho

Nesta coluna deve ser colocada a denominação do trecho, sendo usado, para tanto, o

diagrama simplificado existente na parte superior da folha.

b) Capacidade Instalada no Ponto Extremo do Trecho

As colunas (1) - transformadores de distribuição e (2) estações consumidoras devem ser

preenchidas com as indicações do diagrama simplificado.

c) Carga Avaliada

O cálculo da carga avaliada - colunas (3) e (4) - deve ser feito através do produto da

potência

instaladas nas colunas (1) e (2) pelo coeficiente F, calculado em cada um dos casos

abaixo:

d) Cálculo do Funcionamento Diurno e Noturno

Carga menor que a potência total em transformadores de distribuição

Neste caso, o cálculo só considera os transformadores de distribuição, sendo o coeficiente

F encontrado pela relação C / Z, sendo C a carga (em MVA) e Z a potência instalada em

transformadores de distribuição;

Carga maior do que a potência instalada em transformadores de distribuição

O cálculo leva em conta a potência total dos transformadores de distribuição, acrescida de

uma fração da potência total das estações consumidoras que representam a contribuição

das mesmas cargas. O coeficiente F para as estações consumidoras deve ser (C-Z)/A, em

que C representa a carga, Z a potência total instalada em transformadores de distribuição

e A a potência total instalada em estações consumidoras. Neste caso o coeficiente F, para

as estações transformadores usual, é igual a 1. Em qualquer dos casos acima a carga

avaliada total da coluna (5) deve ser sempre a soma das colunas (3) e (4).

e) Carga que circula no Trecho

A coluna (6) deve ser preenchida subtraindo, sucessivamente da carga total da Rede C

(diurna ou noturna, conforme o cálculo), que é a carga que circula no 1º trecho, os valores


da carga derivada total no trecho anterior. Os valores da coluna (6) de um dado trecho

são, portanto, a diferença entre as colunas (6) e (5) do trecho anterior.

Comprimento do Trecho

O comprimento (em km) do trecho considerado deve ser medido no diagrama

correspondente à Rede em estudo e registrado no diagrama simplificado.

MVA x km

A coluna (8) é o produto das colunas anteriores (6) e (7), em cada trecho.

Secção do Condutor

A coluna (9) é preenchida pelas indicações do diagrama correspondente à Rede em

estudo.

Constante K %

A coluna (10) é obtida dos valores da Tabela 07 do Anexo 11.

Queda de Tensão no Trecho

A queda de tensão no trecho - coluna (11) deve ser obtida do produto das colunas (8) e

(10) enquanto a queda de tensão acumulada - coluna (12) - deve ser, para cada ponto

extremo de um trecho, a soma da queda nesse trecho - coluna (11) - com a queda

acumulada até o trecho anterior.

Tensão ao Fim de cada Trecho (%)

A coluna (13) é formada subtraindo da tensão entre fases na barra da subestação (100%)

os valores da queda de tensão acumulada, até cada um dos trechos da coluna (12). A

tensão da barra a ser utilizada deve ser, para o cálculo do funcionamento noturno, a

tensão medida entre 19:00 e 20:00h e para o cálculo do funcionamento diurno a tensão

medida entre 14:00 e 15:00h.

Regulação de Tensão

Ao fim do cálculo, deve ser determinada a regulação da tensão do consumidor pela

fórmula:

Onde:

V = Queda de tensão entre fases, acumulada no ponto extremo do tronco da Rede (volts);

Vr = Tensão entre fases no ponto de consumo (volts); diurna ou noturna conforme o caso.


24. ANEXO 01 - INSTRUMENTO PARTICULAR DE CONSTITUIÇÃO DE

SERVIDÃO (PJ) E (PF)

INSTRUMENTO PARTICULAR DE CONSTITUIÇÃO DE SERVIDÃO (PJ) Por este Instrumento Particular de Constituição de Servidão Gratuita entre a ENERGISA MINAS GERAIS S.A., neste ato representado por seu bastante procurador e o Sr.:______________________________________________________, estado civil: ________________, CPF:_____________________, RG:___________________________, e seu cônjuge:___________________________________________, CPF:_______________________, RG:_______________________, residentes e domiciliados: ______________________________ _________________________________________________, proprietários do imóvel denominado ___________________________________ situado no município de ______________________, fica constituída, no referido imóvel a favor da citada empresa, uma servidão administrativa numa faixa de terreno com __________________________metros de comprimento por 15 (quinze) metros de largura, perfazendo uma área de ________________ metros quadrados, confrontando em uma extremidade com terrenos de _______________________________________________ e na outra com terrenos de _______________________________________________________ e nas laterais com terrenos remanescentes do OUTORGANTE, destinada à faixa de Segurança para passagem de Rede de Distribuição Rural de Energia Elétrica, para atendimento ao Sr. ____________________________________________________________. Esta faixa continuará sendo utilizada pelo proprietário, vedada, porém dentro dela a implantação de construções e/ou benfeitorias, bem como a plantação de árvores que possam atingir ou comprometer as instalações elétricas, inclusive cana-de-açúcar. O(s) outorgante(s) e seus sucessores autorizam, desde já, o acesso permanente à área acima descrita das equipes de manutenção da ENERGISA ou de terceiros por ela credenciados para construção, supressão de vegetação e limpeza da faixa de segurança. A ENERGISA, por sua vez, se responsabiliza pela obtenção, junto aos órgãos ambientais, das autorizações necessárias à supressão de vegetação, limpeza e manutenção da faixa de segurança, bem como pelo ressarcimento de eventuais danos causados à propriedade do(s) outorgante(s), diretamente por seus funcionários ou por terceiros por ela credenciados. Por estarem justas e contratadas, assinam o presente instrumento na presença das testemunhas abaixo: Cataguases – MG., _____de_______ de 20_____. ENERGISA Matrícula:


Nome:

Procuração lavrada no livro ___ folha _____ do cartório do Xº Ofício de Notas de Cataguases.

Nome do proprietário Nome do cônjuge

Testemunhas:

Nome Testemunha 1 Nome Testemunha 1 CPF.: CPF.: RG.: RG.:


INSTRUMENTO PARTICULAR DE CONSTITUIÇÃO DE SERVIDÃO GRATUITA (PF) Por este instrumento particular de constituição de servidão gratuito como outorgante, Sr.

(a): ______________________________________________________, profissão:

________________, estado civil: _______, CPF: ___.___.___-__, CI:

________________, e seu cônjuge: ____________________, profissão: ____________,

CPF: ___.____.____-__, CI: ______________, residente(s) e domiciliado(s) __________

______________________________, e como outorgada, ENERGISA MINAS GERAIS

S.A., concessionária de serviço público federal de energia elétrica, com sede na Praça

Rui Barbosa, nº 80, Cataguases, Minas Gerais, CNPJ n° XX.XXX.XXX/XXXX-XX,

doravante chamada ENERGISA MINAS GERAIS, neste ato devidamente representada

por seus bastantes procuradores, todos com poderes especiais para, agindo em conjunto

ou separadamente, conforme procuração lavrada no Serviço Notarial do Xº Ofício de

Cataguases – MG., no livro XXXX, fls. XXX e XXX, ficam justo e contratado:

Cláusula Primeira: Que o (s) outorgante (s) é (são) proprietário (s) e legítimo (s)

possuidor (es), sem ônus algum, do imóvel rural denominado

____________________________________________, situado na área rural

________________ do município de ________________ Comarca ________________.

Cadastrado no INCRA sob o nº________________.

Cláusula Segunda: Que, foi solicitado pela outorgada para que lhe permitisse utilizar

parte do referido imóvel, constituída em servidão, para efeito de construção e manutenção

da rede de distribuição de energia elétrica do Sistema ENERGISA, de ____ kV, ou outras

interligações do mesmo Sistema, com o que o(s) outorgante(s) concorda(m) e ora

contrata(m).

Cláusula Terceira: Que a servidão ora constituída será exercida sobre o aludido imóvel

em uma faixa de terreno com início na coordenada UTM (________________________) e

término na coordenada UTM (________________________), conforme traçado do

desenho na planta do projeto nº________________, com ____________ (_____POR

EXTENSO_______) metros de comprimento por ____________ (_______POR

EXTENSO__________) metros de largura, perfazendo uma área de ____________

(_______POR EXTENSO_______) metros quadrados.

Cláusula Quarta: Que, assim, pelo presente e na melhor forma de direito, fica

estabelecida e constituída, dentro da área acima determinada, em favor da outorgada,


uma servidão administrativa para efeito de poder a outorgada, de hoje em diante e para

sempre, não só construir e passar a rede de distribuição de energia elétrica mencionada,

bem como adentrar na propriedade para fazer as devidas manutenções, reforma,

ampliação e melhoramentos nesta rede.

Cláusula Quinta: Que a presente servidão é feita gratuitamente.

Cláusula Sexta: Que, a servidão ora constituída será permanente e irremovível,

passando ativa e passivamente para os sucessores do(s) contratante(s) nos imóveis

serviente e dominante, obrigando-se o(s) outorgante(s) a utilizar (em) a área acima de

modo adequado, de forma a não turbar de modo algum a servidão ora constituída,

devendo, ainda, abster-se de efetuar plantio de cana e de vegetação de elevado porte na

faixa serviente, bem como edificações de quaisquer espécies.

Cláusula Sétima: O(s) outorgante(s) e seus sucessores autorizam, desde já, o acesso

permanente à área acima descrita das equipes de manutenção da ENERGISA ou de

terceiros por ela credenciados para construção, supressão de vegetação e limpeza da

faixa de segurança.

Cláusula Oitava: A ENERGISA, por sua vez, se responsabiliza pela obtenção, junto aos

órgãos ambientais, das autorizações necessárias à supressão de vegetação, limpeza e

manutenção da faixa de segurança, bem como pelo ressarcimento de eventuais danos

causados à propriedade do(s) outorgante(s), diretamente por seus empregados ou por

terceiros por ela credenciados.

Cláusula Nona: Fica desde já a outorgada imitida na posse da servidão, transmitindo-lhe,

o(s) outorgante (s), toda posse, uso, direito e ação sobre a área acima descrita. Estando

assim, outorgante (s) e outorgada, justos e contratados, assinam este instrumento

juntamente com as testemunhas abaixo, depois de lido e verificado estar de acordo com o

que combinaram e estipularam.

Cataguases – MG., __ de _________ de 20____

Nome do proprietário

Nome do cônjuge


ENERGISA MINAS GERAIS Testemunhas:



25. ANEXO 02 - FICHA DE LEVANTAMENTO CADASTRAL RURAL

Municipio: Bairro:

Nome do Proprietário:

Nome da Propriedade:

Endereço: (Rua, n°, cidade, fone)

Fase Tensão

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Observação: Trafo KVA

Diurno e

Noturno

Watt TotalHorario de

Funcionamento

Carga Instalada

Lampadas

Tensão e n° de

FasesItem N°Descrição

AparelhosNoturno

(2)

Ferro Elétrico

Chuveiro Elétrico

Televisor

Rádio

Máq. Lavar Roupa

Ventilador

Liquidificador

Bomba d'água

Triturador de Grãos

Picadeira de Cana

Lâmpadas fluorecentes

serra Circular

Misturador de ração

motor irrigação

motor esmeril

motor pulverização

Diurno (1)Watt Unit.

TOTAL

FICHA DE LEVANTAMENTO CADASTRAL RURAL

* Apenas para motores superiores a 10 HP e aparelhos que causam oscilação

Área em alqueires da Propriedades

P - Prevista E - Existente

Número de casas habitadas

Renda bruta anual R$

Principais:

Proprietário Interessado

Proprietário Não Interessado

Proprietário Não Interessado

Visto do Cadastrador Data

/ /


INSTRUÇÕES DE PREENCHIMENTO (CONT. ANEXO 2)

a) Na numeração das fichas deve constar o número de ordem e o número da propriedade que consta na carta geográfica do IBGE. Caso a propriedade não conste da referida carta, a numeração deve ser feita da seguinte maneira:

Nº 2 - Propriedade existente; Nº 2A - Propriedade incluída;

b) No espaço reservado ao nome do município, deve ser colocado o nome ao qual

pertence à região do Programa de Eletrificação Rural;

c) O nome do proprietário a ser anotado deve ser o constante de documento legal (RG, CPF, Escritura, etc.). No caso do proprietário não residir normalmente na propriedade, deve ser anotado se possível, o seu endereço completo, ou seja, rua, número, localidade, estado, telefone e caixa postal;

d) O nome da propriedade deve ser o constante da escritura atual da mesma;

e) Na coluna “potência unitária” anotar apenas as potências individuais de cada

aparelho;

f) Na coluna “potência total” anotar a soma das potências por aparelho;

g) Na coluna “demanda” anotar as demandas das potências dos aparelhos;

h) Na coluna “observações” anotar as características das cargas especiais e toda informação que possa interessar ao dimensionamento elétrico da instalação, inclusive sobre fontes não convencionais de energia, como: biodigestores, cata-ventos, energia solar, etc.; deve também ser anotado se o “termo de autorização de passagem” foi assinado ou não;

i) Para motores maiores ou iguais às 10H.P anotar o horário de funcionamento mais

provável;

j) Se houver geração própria devem ser levantadas todas as características da unidade geradora e da distribuição existente. (Usar folha suplementar se necessário);


26. ANEXO 03 - DADOS DA PROPRIEDADE

Área Total:

Área Irrigável:

Algodão Frutas Brejo

Amendoim Mandioca Cerrado

Arroz Milho Mata

Café Soja Pasto

Cana Trigo Várzea

Feijão Verdura

Total Total

N° de Casas Habitadas:

N° de Pessoas Res. na Prop.:

Renda do Proprietário:

Quantidade de Cabeças / Criação:

Bovino

Suino

Ovino

Equino

Aves

Dados da Propriedade

Área Cultivada Área Não Cultivada

Veículos e Equipamentos Agrícolas Utilizados na Propriedade

Utilitário

Arado

Trator

Grade

Pulverizador

Colhedeira

Álcool

Total Total

Quantidade de Combustível Gasto Mensalmente

Valor da Propriedade R$

Querosene

Total Total

Óleo Diesel Gás

Gazolina


27. ANEXO 04 - Plano Básico De Zona De Proteção De Aeródromo


Legenda:

1) Plano horizontal que limita o aproveitamento, em altura, na área horizontal I e II. 2) Rampa que limita o aproveitamento, em altura, na área de aproximação; 3) Mesmo nível da cabeceira da pista; 4) Rampa que limita o aproveitamento, em altura, na área de transição.

Nota:

1) As dimensões “b” e “c” variam em função do desnível da pista do aeródromo; 2) A altitude do plano horizontal deve ser 60 metros acima da elevação do aeródromo

(altitude do ponto mais elevado da pista de pouso). 3) As rampas I referem-se às respectivas cotas das cabeceiras da pista.

OBS: Dimensões cotadas em metros

L (m) d (m) a (m) α RAMPA I β RAMPA II

45 700 150 25° 1 : 50 65° 1 : 7

45 60 120 25° 1 : 50 65° 1 : 7

30 60 100 25° 1 : 50 65° 1 : 7

23 60 50 10° 1 : 40 80° 1 : 7

18 60 50 10° 1 : 40 80° 1 : 7

PLANO BÁSICO DE ZONA DE PROTEÇÃO AERÓDROMO

Classe

Aeródromo

A

B

C

D

E

1.500 a 2.099

Área Horizontal

Altitude = 60m

II (R = 20.000)

II (R = 20.000)

II (R = 20.000)

I (R = 5.000)

I (R = 5.000)600 a 749

Comprimento

da Pista

E (m)

≥ 2.100

900 a 1.499

750 a 899

Largura

da PistaÁrea de Cota Nula

Área de

AproximaçãoÁrea de Transição


28. ANEXO 05 - CADERNETA DE CAMPO

PR

OJE

TO:

TOP

OG

RA

FO:

FOLH

A:

DES

CR

IÇÃ

O:

EQU

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NA

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L

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A


TABELA DE LOCAÇÃO

Op

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Pro

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serv

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De

fle

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Ad

jace

nte

s


29. ANEXO 06 – SIMBOLOGIA



30. ANEXO 07 - FORMATOS PADRONIZADOS

2,5 80,5 1,0 1,0 57,4 1,0 17,5 5,0

2,5 55,9 1,0 1,0 40,0 1,0 17,5 5,0

2,5 38,5 1,0 1,0 27,7 1,0 17,5 5,0

HGFDCBA E

Medidas

(cm)

A1

A2

A3

Formato

Formato

A1

A2

A3

Linha de Corte (cm)

59,4 x 84,1

42,0 x 39,4

29,7 x 42,0


FORMATOS PADRONIZADOS DIMENSÕES DO PAPEL PARA DESENHO DO PROJETO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO NORMAL

ES

TR

UT

UR

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3-N

3

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ES

CA

LA

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LA

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L

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395,

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391,

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393,

000

394,

000

392,

000

396,

000

ES

TA

CA M

V -

1

CAMPO GRANDE

LIN

HA

PO

R R

DR

34,

5kV

km 0

6 +

230

,00

m

56°3

4'00

''

78°

00'0

0''E

ES

TA

CA

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- 2

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0'00

''E

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7,85

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0

EM

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O

CA

IXA

DE

44,0

0

31,0

013

,00

02 - N3 / N 3 - DT 13 / 1000BASE CONC RETADA

fmáx

à 5

0°C

= 2

,5m

9,30

HHL

HP

VIS

TA

FR

ON

TA

L

S/ E

SC

ALA

HF

HF

03 - N4 - DT 11 / 800BASE CONC RETADA

BA

N4

- DT

11/

1000

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R 4

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6 +

230

m

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A

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DT

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1,4

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0,10

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4

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O

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1,05

1,05

0,65

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01,

7

BC

AH

HF

3786

488,

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7,75

125,

08

19,1

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0,43

32

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0

6/1

14,3

1

PE

NG

UIN

CA

A

4/0

D =

0,8

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,112

,8

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9,3

HP

HL

OB

S

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TE

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L

HHL

HP

VIS

TA

FR

ON

TA

L

HF

HF

S/ E

SC

ALA

S/ E

SC

ALA

N3/

N3

- D

T 1

3/18

00

31. ANEXO 08 - DADOS TÉCNICOS DE TRAVESSIA



32. ANEXO 10 - CÁLCULOS ELÉTRICOS

Es = Ec + (R + j.X) I (cos - j.sen) = [Ec + (R.I.cos + X.I.sen)] + j(X.I.cos - R.I.sen) = E’ + j.E’’

Disposição dos Condutores no Suporte ______________________________________________ cm

Espaçamento entre Condutores ____________________________________________________ cm

Espaçamento equivalente _________________________________________________________ cm

Cabo # ___________________ Comprimento ________________________________________ km

Circuito __________________ f ___________________ Hz

r = __________________________________ ohms / km / fase

Constantes Primárias x = WL = ____________________________ ohms / km / fase

R = _________________________________ ohms total

X = _________________________________ ohms total

Características Elétricas Cálculo Valor

Potência na chegada (Pc) kW

Fator de potência na chegada

Tensão na chegada entre fases (Ec) kW

Tensão ao neutro (En) kV

Intensidade da corrente A

R I cos V

X I sen V

R I sen V

E’ = Ec + R I cos + X I senj V

E’’ = X I cos - R I senj V

Es = E’ + E’’ V

2''2' EEEs V

Tensão na saída entre fases: V

Queda de tensão do neutro: IEsI - IEcI V

Queda de tensão entre fases: V

Regulação: 100

Ec

EcEs

%

Perda de potência P = K RI 2 W

Potência na saída Ps = Pc + P kW

Perda de potência na chegada

Percentual p% 100Pc

P %

Rendimento 100Ps

Pc

%

X

XI

Es

Ec

RIIc

O

REF.

Es

R X

Ec

Car

ga

neutro

Saí

da


33. ANEXO 11 - CÁLCULOS DE QUEDA DE TENSÃO

5,0 - 0,120 0,1336 0,0800 0,0800

6,0 - 0,105 0,1336 0,0840 0,1640

5,5 - 0,075 0,1336 0,0550 0,2190

4,0 - 0,015 0,1928 0,0120 0,0920

0,8 - 0,030 0,1928 0,0050 0,1690

11,5 0,030 0,075 0,1336 0,1390 0,2190

Unitária no Trecho

3 # 4 CAA

3 # 4 CAA

3 # 4 CAA

3 # 6 CAA

3 # 6 CAA

3 # 4 CAA

0,600

0,630

0,413

0,060

0,024

1,035

SE – 1

1 – 2

2 – 3

1 - 4

2 – 5

1 - 3

N° AWG %%%

IE x G = HG

Carga

Total

(C/2 + D)B = E

MVA x kmMVAMVA

Queda de Tensão Verificada no Ponto de Origem da Nova LDR

DCBA F

KmPrimário

Total

Trecho

Condutores

Queda de Tensão

Designação Comp.Distrib. no

Trecho

Acum. no

Fim do

Trecho


Lin

ha:

kVEs

taçõ

es

de

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A -

M

VA

Cal

culo

Diu

rno

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Esta

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Z -

MV

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C -

ZC

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C

AZ

(1)

(2)

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(1)*

(F)

(4)=

(2)*

(F)

(5)=

(3)+

(4)

(6)

(7)

(8)

(9)

(11)

(12)

(13)

Est

- 1

0,25

00,

150

0,25

00,

027

0,27

71,

823

0,50

00,

900

62,4

70,

410

0,41

099

,59

1 -

2-

0,25

0-

0,04

50,

450

1,54

60,

600

0,92

862

,47

0,42

30,

833

99,1

6

2 -

3-

0,40

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0,07

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072

1,50

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1,20

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0,54

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380

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2

3 -

4-

0,27

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0,05

00,

050

1,42

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900

1,28

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,47

0,58

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3

4 -

50,

350

-0,

350

-0,

350

1,37

91,

000

1,37

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,47

0,62

92,

595

97,4

0

5 -

6-

0,27

5-

0,05

00,

050

1,02

90,

800

0,82

339

,25

0,50

03,

095

96,9

0

6 -

7-

0,50

0-

0,09

00,

090

0,97

90,

500

0,49

039

,25

0,29

83,

393

96,6

0

7 -

80,

825

0,25

00,

825

0,04

50,

870

0,88

90,

300

0,26

739

,25

0,16

33,

556

96,4

4

FOLH

A P

AR

A C

ÁLC

ULO

DE

QU

EDA

DE

TEN

SÃO

Dia

gram

a Si

mp

lifi

cad

o:

0,45

60

0,45

60

0,45

60

0,60

85

0,60

85

0,60

85

TEN

SÃO

NO

FIM

DE

CA

DA

TREC

HO

%

Tre

cho

UN

ITÁ

RIA

CO

NST

AN

TE

K%

DV

% /

MV

A *

km (10)

0,45

60

0,45

60

CA

RG

A

QU

E

CIR

CU

LA

NO

TREC

HO

C

(MV

A)

MV

A x

KM

(6)

* (7

)

CO

MP

RIM

E

NTO

DO

TREC

HO

(KM

)

SEÇ

ÃO

DO

CO

ND

UTO

R

(MM

²)

QU

EDA

DE

TEN

SÃO

NO

TREC

HO

%

(8)

* (1

0)

AC

UM

ULA

DA %

Car

ga In

stal

ada

(MV

A)

EST.

CO

NS.

E

TRA

NSF

OR

MA

DO

RES

DE

Car

ga L

igad

a n

o p

on

to E

xtre

mo

do

Tre

cho

Car

ga A

vali

ada

(MV

A) TO

TAL

EST.

CO

NS.

E

TRA

NSF

OR

MA

D

OR

ES D

E

DIS

TRIB

UIÇ

ÃO


34. ANEXO 12 - COEFICIENTES DE QUEDA DE TENSÃO UNITÁRIO

CONDUTORES DE ALUMÍNIO CAA

4

2

1/0

4/0

336,4 0,1569

Cos f = 1,00Bitola

(AWG)

0,1536 0,3090

0,4560 0,4583

0,3037 0,3060

0,3655

0,1932

0,8349 0,8372

0,6062 0,6085

0,8387

0,5515

Valores em % para I MVA x km (k)

Cos f = 0,80

Circuito Trifásico VN = 11,4 e 13,8 kV

ee = 1.322 mm ee = 1.322 mm ee = 1.456 mmee = 1.456 mm

4

2

1/0

4/0

336,4 0,0413

0,0486

0,1340

0,0974

0,0734

0,0490

0,13390,1336

0,0420 0,4103 0,0426

Cos f = 1,00 Cos f = 0,80

0,1342

0,0882 0,0974

0,0733

0,0489

0,0585

0,0309

0,0970

0,0730

Bitola

(AWG)

ee = 1.322 mm ee = 1.471 mm


ee = 1.322 mm ee = 1.471 mm

Circuito Trifásico VN = 22 e 34,5 kV

ee = 1.456 mm ee = 1.456 mm

4

2 3,547

5,394

3,828

CONDUTOR CAA

V = 6,58 e 7,9 kV - e . e. = 0,8 m

5,299

COS Ø = 0,8COS Ø = 1

SISTEMA MONOFÁSICOBitola

(AWG)


4

2

COS Ø = 0,8

2,122 2,057

1,759 1,767

Bitola

(AWG)


SISTEMA MONOFÁSICO

V = 12,7 e 19,9 kV - e . e. = 0,8 m

CONDUTOR CAA

COS Ø = 1


35. ANEXO 13 - DISTÂNCIA EQUIVALENTE

Monofásico

TIPODistância

Equivalente

1.456

1.471

ARRANJO

Trifásico /

Bifásico

800

N3 e N4

T3 e T41.322

1.322N1 e N2

T1 e T2

Pino 15 kV

Pino 34,5 kV

U1, U2, U3 e U4


36. ANEXO 14 - ÁBACOS DE UTILIZAÇÃO DE ESTRUTURAS

Para os gráficos foram consideradas as seguintes condições:

1- O cálculo tanto para dimensionamento mecânico, como para dimensionamento

elétrico, partiu da condição de EDS = 18% a 22º C;

2- A condição de plotação da estrutura deve atender tanto o gráfico de aplicação,

como a tabela de vãos admissíveis;

3- As estruturas N1, N2 e N4 podem ser substituídas por T1, T2 e T4 e vice-versa;

4- A estrutura HT pode ser substituída por HTE;

5- O gráfico pode ser aplicado para postes de concreto DT, madeira e concreto

circular;

6- O limite de vão equivalente para o cabo condutor apresentado pode ser ampliado,

desde que atenda a condição de flecha máxima a 50º C e tração máxima a 0º C,

com vento (redução da EDS);

7- As limitações dos vãos admissíveis entre estruturas foram determinadas por um dos

seguintes parâmetros: distância elétrica entre condutores, resistência mecânica do

poste ou esforço de cisalhamento do pino para isolador.


37. ANEXO 15 - GABARITOS PARA VÃOS CONTÍNUOS E ANCORADOS

1

2

3

Linha da Estrutura: 50°C

Linha do Solo: 50°C

Linha do Condutor: 50°C

GABARITO PARA VÃOS CONTÍNUOS - C.A.A.

Gabarito: 0°C

ESCALAS:

Vertical: 1:500Horizontal: 1:5000

GABARITO: 0°C

NOTAS:1- Estrutura sob esforço de arrancamento

2- Estrutura sem esforço de arrancamento

devido a maior altura do poste


devido ao deslocamento do pé da mesma


GABARITOS PARA VÃOS CONTÍNUOS E ANCORADOS

12

109

11

N1

N2

CO

RT

E 1112

N4

10

CO

RT

E

9

1112

2N3

10

CO

RT

E

9

1112

NS

10

CO

RT

E

9

0° C

7,006,00

2,502,00

LIN

HA

DO

CO

ND

UTO

R -

0° C

LIN

HA

DO

CO

ND

UTO

R -

50° C

50° C

LIN

HA

DO

SO

LOLIN

HA

DO

PO

STE

CORTE NA FOLHA DE CELULOSE

GABARITOS PARA VÃOS CONTÍNUOS E ANCORADOS

1

2

3

Linha da Estrutura: 50°C

Linha do Solo: 50°C

Linha do Condutor: 50°C

GABARITO PARA VÃOS CONTÍNUOS - C.A.A.

Gabarito: 0°C

ESCALAS:

Vertical: 1:500Horizontal: 1:5000

GABARITO: 0°C

NOTAS:1- Estrutura sob esforço de arrancamento


devido a maior altura do poste


devido ao deslocamento do pé da mesma


GABARITOS PARA VÃOS CONTÍNUOS E ANCORADOS – CABO CAA CURVA PARA 50°C

GABARITOS PARA VÃOS CONTÍNUOS E ANCORADOS - CABO CAA - CURVA PARA 50°C

CORTE

911

HS

10

12

CORTE

10

12

11 9

2N

3

CORTE

10

12

11 9

N4

CORTE

10

12

11 9

N2

N1

2,5

02,0

0

7,0

06,0

0

CO

RT

E N

A F

OLH

A D

E C

ELU

LO

SE

LINHA D

O CONDUTOR -

50° C

LINHA D

O SOLO

LINHA D

O POSTE


EXEMPLO DE UTILIZAÇÃO DOS GABARITOS 1. Determinação de uma série de estruturas U1 e U2 em postes de 10 metros.

O condutor afastado 6 metros do solo.

a) Utilizando-se o gabarito para vãos contínuos na última estrutura projetada fazer

coincidir a Rede do condutor a 50º C no ponto de apoio do condutor “A” e a Rede do pé

do poste no ponto “B”.

b) Deslizando o gabarito sempre na vertical, mantendo os pontos “A” e “B” nas

respectivas curvas, tangenciar a Rede do solo com o perfil do terreno em “C”. A

interseção da Rede do pé do poste com o perfil do terreno, ponto “D”, mostra a

localização da estrutura seguinte U1 ou U2 em poste de 10 metros.

2. Determinação de outros tipos de estruturas e outras alturas de postes. a) Serão usadas as escalas de estruturas, a direita do gabarito, a Rede do condutor e a

Rede do solo.

b) O gabarito na vertical, fazer coincidir a Rede do condutor em “A” e a Rede do solo em

“C”. Traçar a Rede do condutor a 50ºC. Com a escala das estruturas, determinar qual a

estrutura e altura do poste que convém em “D - E”.

3. Verificação de Arrancamento


a) Para se verificar o esforço de arrancamento, coloque a curva de 5ºC, com o gabarito

sempre na vertical, nos pontos de apoio dos condutores de duas estruturas de vãos

subsequentes “A” e “B”.

b) Caso a curva de arrancamento passar acima do ponto de apoio do condutor “C”,

existirá esforço de arrancamento nesta estrutura. Neste caso, adotar uma das

alternativas:

No sentido longitudinal da rede, deslocar a estrutura a ré ou avante;

Aumentar a altura do poste;

Utilizar uma estrutura de ancoragem.

c) Se a curva de arrancamento passar abaixo ou tangenciar o ponto de apoio dos

condutores “C”, não existirá esforço de arrancamento nesta estrutura.


38. ANEXO 16 - MEMORIAL TÉCNICO DESCRITIVO

RDR: ___________ kV ____________________________________ (nome)

1. Finalidade

O presente projeto tem como finalidade (construir, reformar, ampliar) a Rede de

Distribuição ________, na localidade denominada

__________________________________ , no Município de __________________ Estado

de ______________________, com suprimento de energia proveniente da (subestação,

Rede de distribuição, rede de distribuição rural), de propriedade

____________________________ .

2. Características Gerais da RDR

A Rede será aérea, em tensão primária de _______ kV, (trifásica, bifásica), com

condutores (tipo, nome, código, bitola), com postes de concreto duplo T e terá a extensão

aproximada de ____________ km, sendo km de rede tronco com cabo (indicar) e

__________ km de ramais (trifásico, bifásico) com condutor tipo _______________.

A potência instalada inicial será de ______ kVA, com previsão de aumento de carga

para _____ kVA, (se for o caso).

3. Normas Adotadas

Na elaboração do projeto, foram adotadas as Normas NDU 004, 005, 006 e 007 e

demais Normas da Energisa, onde aplicável.

4. Relação de Material

Relação detalhada de material da rede (postes, condutor, ferragens e acessórios),

com as respectivas especificações técnicas (tipo, características básicas, carga de

ruptura). Relação detalhada de material do posto de transformação (poste,

transformadores, equipamentos de proteção, medição e demais materiais).

Relação de documentos que compõe o projeto, conforme Apêndice C desta

Norma. Tabela de tensionamento do condutor (quando se tratar de vãos com condição de

tensionamento diferente daquela estabelecida nesta Norma).

5. Outros Proprietário: (nome, CPF, RG e nome da propriedade, se houver). Projetista: (nome, CPF, CGC, CREA).


Construtora: (nome, CGC). Data de início e término da obra.


39. ANEXO 17 - PROJETO COM LOCAÇÃO DIRETA

NORTE MAG.

0

PROPRIETÁRIOS

0 Km 0,50 Km

PROPRIETÁRIOS

0,50 Km 1,00 Km

PROPRIETÁRIOS

1,00 Km 1,50 Km

PROPRIETÁRIOS

1,50 Km 2,00 Km

ESC

N°

FOLHA

DES.

DATA / /

PROJ.

APROV.

PROJETO COM LOCAÇÃO DIRETA DE

REDE DE DISTRIBUIÇÃO RURAL


40. ANEXO 18 - TABELA 10 - ELOS FUSÍVEIS DOS TRANSFORMADORES

0,5 H 1 H 0,5 H 1 H

1 H 1 H 1 H 1 H

2 H 2 H 1 H 1 H

3 H 3 H 2 H 2 H

- 5 H - 2 H

0,5 H 1 H 0,5 H 1 H

1 H 2 H 1 H 1 H

2 H 3 H 1 H 2 H

3 H 5 H 2 H 2 H

5 H 6 K 2 H 3 H

8 K 6 K 3 H 5 H

12 K 10 K 5 H 6 K

15 K 15K 8 K 10 K

- 20K - -

225

300

500

37,5

15

30

45

75

112,5

150

Potência

(kVA)

Elos Fusíveis

11,4 13,8 22 34,5

Elos Fusíveis

34,5 √322 √3

25

15

10

5

Potência

(kVA)

TRANSFORMADORES

Monofásicos Fase-Fase

13,8 √311,4 √3

TRANSFORMADORES

Trifásicos


41. ANEXO 19 - AUTORIZAÇÃO PARA TOMADA DE ENERGIA

Eu (Nós), ________________________________________________________ abaixo

assinado,

possuidor de uma Rede de Média Tensão classe ________ kV no Município de

_____________________________ no Estado de _____________________________

que atende minha propriedade denominada

______________________________________________.

Autorizo o (s) Sr. (s)

________________________________________________________ ou seus

sucessores a efetuar(em) uma Tomada de Energia para alimentação de uma Rede de

Distribuição Rural (RDR) que irá atender sua(s) propriedade(s) no Município de

_________________________________________.

Outrossim, fica ciente que a manutenção da rede que atende sua propriedade será de

inteira responsabilidade do Sr.(s)

_________________________________________________________

________________________________________________________________________

______

________________________________________________________________________

______.

________________________, _________ de ____________________ de 20_____ Observação: 01- Só pode ser assinado pelo proprietário e quando for por procuração, a mesma deve

ser específica.


42. ANEXO 20 - TERMO DE DOAÇÃO

Pelo presente instrumento particular de DOAÇÃO, por esta e na melhor forma de direito

natural ____________________________________, ______(nacionalidade)

______________________, ______(estado civil)_____, RG n.º (CPF - Pessoa Física)

ou (CNPJ - Pessoa Jurídica) ___, residente à rua

________________________________________________, n.º ___________, bairro

________________________, no município de ______________________________ no

Estado de ____________________ a seguir denominada simplesmente DOADOR(A).

Neste ato representado (a) por seu (s) Proprietário(s) (Diretores) e a Energisa Minas

Gerais S.A. - Energisa, concessionária de serviço público de energia elétrica, inscrita no

CNPJ sob o N.º XX.XXX.XXX/XXXX-XX, com sede no município de Cataguases, no

Estado de Minas Gerais, representada por seu procurador a seguir denominada

DONATÁRIA, perante as testemunhas ao final assinadas, convencionaram entre si o

seguinte:

1. O DOADOR(A) é legítimo(a) possuidor(a), livre e desembaraçado de qualquer ônus,

dos bens descritos e caracterizados no projeto completo "como construído" e

documentação relativa ao custo do investimento necessário ao tombamento físico /

contábil, em anexo, que, rubricados pelas partes, fazem parte integrante deste, sendo

que esses bens compõem a rede de distribuição de energia elétrica do imóvel

denominado ________________________ no Município de

_________________________________ Estado de

_____________________________, e que passam a integrar este TERMO DE

DOAÇÃO, com exceção do POSTO DE TRANSFORMAÇÃO.

2. Pelo presente, o DOADOR (A) doa, como de fato doado tem, em caráter irrevogável e

irretratável, à DONATÁRIA os bens referidos na Cláusula anterior, podendo esta, usar,

gozar e livremente dispor dos mesmos, como seus que ficam sendo, na forma que

melhor lhe convier, a partir da data da expressa aceitação desta doação.

3. O DOADOR(A), a partir desta data, autoriza a DONATÁRIA sem qualquer ônus, a

passagem de Redes através de sua propriedade, inclusive ligar novos consumidores,

bem como o livre trânsito de funcionários da Energisa quando no exercício de suas

funções, fazendo valer o presente perante seus herdeiros ou sucessores.

4. Os bens mencionados na Cláusula primeira permanecem sob inteira única e exclusiva

responsabilidade do(a) doador(a) inclusive os encargos de conservação e manutenção

assumindo igualmente, quaisquer responsabilidade por danos ou acidentes que eles


venham a causar, até que aceita a doação pela forma da Cláusula Segunda, quando

passarão à responsabilidade da DONATÁRIA.

5. A DONATÁRIA, independente da efetivação da doação no todo ou em parte, poderá

inspecionar, quando julgar conveniente, todos os equipamentos que lhe pertençam,

ficando garantida ainda as condições de acesso aos locais em que estejam instalados

os referidos aparelhos, em qualquer época do ano.

6. A aceitação de doação só se efetivará mediante aprovação da DONATÁRIA.

7. A aceitação desta DOAÇÃO pela DONATÁRIA será comunicada por carta dirigida ao

doador(a).

8. Dá-se ao presente, para fins de direito, o valor R$ -

__________________________________

(____________________________________________________________________

______).

9. Elegem o Foro de Cataguases - Comarca do município de Cataguases do Estado de

Minas Gerais, como o competente para dirimir quaisquer dúvidas ou questões

oriundas do presente, com exclusão de qualquer outro, por mais privilegiado que seja.

E por acharem justas e contratadas, firmam o presente em 02 (duas) vias, perante as

testemunhas abaixo para todos os fins de direito.

__________________________(___)_, ______ de ___________________ de 20____.


Testemunhas:

Nome Testemunha 1 Nome Testemunha 1 CPF.: CPF.: RG.: RG.: OBS.:


1- A expressão do contido no item 1 "exceto o posto de transformação" não deve existir quando a rede for urbana e o transformador for instalado na rede de propriedade da Energisa. 2- Apenas o proprietário pode assinar o presente termo, quando for por procuração a mesma deve ser pública e específica. 3- A assinatura do proprietário deve ter a firma reconhecida.


43. ANEXO 21 - TERMO DE MANUTENÇÃO DE REDE

Eu (Nós), ________________________________________, tendo construído uma Rede de Média Tensão da classe _______ kV, de acordo com o projeto aprovado por essa companhia, Energisa - XXXXXXXXXXXXXX, para o fim de receber energia elétrica destinada às instalações existentes em minha (nossa) propriedade, denominada _________________________ situada no Município de ____________________________, no Estado de _______________________, solicito(amos), a necessária ligação para o fornecimento de energia elétrica, pela presente declarando: 1. Que comprometo (emos) a responsabilizar-me(nos) pela conservação da Rede de

Média Tensão de minha(nossa) propriedade, bem como pelos acidentes e danos que a mesma der causa;

2. Que comprometo (emos) a manter desmatada uma faixa de 20 metros de largura ao

longo da Rede, bem como não executar qualquer construção sob a mesma, não fazendo ou permitindo igualmente que nenhuma cultura venha a perturbar as finalidades relacionadas com a função da mesma e sua manutenção;

3. Que comprometo (emos) a atender com presteza, as observações que essa

companhia venha a fazer com respeito ao estado da Rede, e a necessidade de sua reparação;

4. Que comprometo (emos) a fazer valer o presente termo perante meus herdeiros ou

sucessores; 5. Que fico (amos) ciente(s) que o não cumprimento do presente termo implicará na

suspensão do fornecimento de energia elétrica determinada pela Energisa na forma de Legislação Federal em vigor, pela qual reconhece a indenização;

6. Que comprometo (emos) manter sempre transitável em qualquer época do ano o

acesso às medições de energia dessa Companhia; 7. Que comprometo (emos) seccionar e aterrar as cercas que vierem a ser construída

sob a rede.

___________________________ , ______ de ____________________ de 20____.



Testemunhas:



44. ANEXO 22 - PLANILHA DE MATERIAIS

MA

TE

RIA

ISN

1N

2N

3N

4T

1T

2T

3T

4U

1U

2U

3U

4V

B1

VB

2V

B3

VB

4T

EH

TH

TE

CM

CM

CM

CM

CM

CM

CM

CM

CM

CM

CM

CM

CM

CM

CM

CM

CM

CM

CM

Unidade

Cabos

QU

AN

TID

AD

E

C.Espec.

Custo

Unitá

rio

R$

Custo

R$

Tota

l

C: co

ncre

toM

: m

ad

eira

C. E

spe

c.: c

asos e

specia

is


45. ANEXO 23 - SOLICITAÇÃO DE FISCALIZAÇÃO DE OBRA

________________________________ , _____ de ___________________ de 20___. À Energisa Minas Gerais S.A., Regional __________________________________________________ Setor Técnico Ref. : Pedido de Fiscalização Prezados Senhores, Vimos pela presente solicitar de V.Sa., a fiscalização da Rede de Distribuição Rural em ______ kV, que atenderá a(s) fazenda(s) situada(s) na localidade de _____________________________, Município de ______________________________ no Estado de _________________________. Outrossim, informamos que segue(m) em anexo o(s) diagrama(s) de ligação, ensaio do(s) transformador (es) e Fatura de Diversos (FD). Sem mais para o momento, subscrevemo-nos. Atenciosamente, ___________________________ (Nome legível)


46. ANEXO 24 - MEDIÇÃO DA RESISTIVIDADE DO SOLO

1. CONCEITOS BÁSICOS

1.1. Resistividade do Solo (ρ)

Parâmetro que traduz as características do solo quanto à sua resistência elétrica. É

influenciada por diversos fatores tais como, tipo de solo, composição química dos sais

dissolvidos, teor de umidade, temperatura, compactação, etc.

2. PROCEDIMENTOS GERAIS

2.1. Método Utilizado

É utilizado o método de Wenner, o qual consiste na utilização do aparelho Megger

de terra de 4 (quatro) terminais, sendo 2 (dois) de corrente e 2 (dois) de potencial.

2.2. Esquema de Ligação

2.2. Materiais Utilizados

Os materiais a serem utilizados são:

a) Megger de terra; b) 04 hastes de 500 mm, com diâmetro entre 10 e 15 mm, para os eletrodos de corrente; c) Potencial; d) Trena; e) Marreta de 2 kg; f) Cabos para as interligações, de comprimentos adequados;


g) Luvas de couro e de borracha.

2.4. Procedimentos para Atuação no Campo Os eletrodos deverão ser de hastes metálicas, isentas de óxidos e gorduras, não

sujeitas à corrosão, e ter resistência mecânica suficiente para resistir aos impactos de

cravação na terra.

Os eletrodos deverão ser cravados a uma profundidade de 200 mm no solo,

alinhados e espaçados igualmente entre si.

Os cabos para interligação deverão ter seção de 1,5 mm2 ou 2,5 mm2, isolados

para a tensão do Megger.

Com os materiais indicados, devem-se fazer as ligações, conforme o esquema

apresentado, variando-se o espaçamento (a) entre os eletrodos, conforme a série 0,5; 1; 2;

4; 8 e 16 metros.

Para cada valor de espaçamento (a) deverá ser feita uma medida de R

(resistência), a qual aplicada na equação abaixo determinará um valor de resistividade (ρ)

correspondente a uma profundidade igual ao espaçamento (a):

( )

Se durante as medições o ponteiro do galvanômetro oscilar, significa que existe

alguma interferência. Neste caso deverá ser deslocado o ponto de medição, até que esta

interferência seja minimizada. Caso o Megger possua filtro de eliminação de interferência,

não haverá oscilação no galvanômetro.

2.5. Número de Pontos a Serem Medidos

O número de pontos a serem medidos é determinado por 2 fatores:

a) Dimensão e importância do local;

b) Variação dos valores encontrados nas medições.

Para equipamentos especiais tais como, reguladores de tensão, religadores,

seccionalizadores, etc., é suficiente fazer apenas uma medida de resistividade no ponto de

instalação.

Para Redes de distribuição, no caso de um projeto de aterramento, é necessário que

se faça uma medição a cada 500 metros ao longo do traçado da mesma.

Em caso de localidades, recomenda-se efetuar pelo menos 5 medições, em pontos

distintos, para cada 4 km2 de área. Os pontos devem ser escolhidos de modo a abranger

toda a área, de preferência na sua periferia, a fim de evitar possíveis interferências.

Admite-se um desvio de 50% em relação à média aritmética dos valores medidos

para cada afastamento, nos diversos pontos. Os valores abaixo ou acima desta média

deverão ser excluídos e encarados como uma área que necessita de um projeto especial.


Sempre que necessário o departamento de engenharia da Energisa, poderá ser

consultado a respeito da definição de um projeto padrão e análise dos valores

encontrados.

2.6. Cuidados a Serem Tomados Durante as Medições

Durante as medições devem-se ter os seguintes cuidados:

a) Utilizar calçados e luvas de isolação para efetuar as medições;

b) Evitar a realização de medidas sob condições atmosféricas adversas, tendo-se em

vista a possibilidade de ocorrência de descargas atmosféricas;

c) Não tocar nos eletrodos durante as medições e evitar que pessoas estranhas ou

animais se aproximem dos mesmos;

d) O local escolhido para as medições deverá ser distanciado, no mínimo, 12 metros de

torres metálicas de transmissão, pontos de aterramento do sistema com neutro

aterrado, torres de telecomunicações, solos com condutores ou canalizações

metálicas, cercas aterradas, etc.

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