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NORMA DE DISTRIBUIÇÃO UNIFICADA – NDU-006
CRITÉRIOS BÁSICOS PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREAS
URBANAS
______________________________________________________________________________________ NDU-006 VERSÃO 4.0 FEVEREIRO/2017
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ................................................................................................................. 1 2. APLICAÇÃO ..................................................................................................................... 1 3. TENSÕES DE FORNECIMENTO .................................................................................... 1 4. DEFINIÇÕES ................................................................................................................... 2 4.1. Alimentador de Distribuição .......................................................................................... 2 4.2. Alimentador Exclusivo ................................................................................................... 2 4.3. Carga Instalada ............................................................................................................. 2 4.4. Circuito Secundário de Distribuição .............................................................................. 2 4.5. Condomínio ................................................................................................................... 2 4.6. Condomínio edificado ................................................................................................... 2 4.7. Condomínio não edificado ............................................................................................ 2 4.8. Concessionária ou Permissionária de Distribuição de Energia Elétrica ........................ 3 4.9. Consumidor Atendido ................................................................................................... 3 4.10. Demanda ................................................................................................................... 3 4.11. Demanda Diversificada .............................................................................................. 3 4.12. Demanda Máxima ...................................................................................................... 3 4.13. Derivação de Distribuição .......................................................................................... 3 4.14. Empreendimento Habitacional Urbano de Interesse Social ....................................... 3 4.15. Fator de Agrupamento de Medidores ........................................................................ 4 4.16. Fator de Carga........................................................................................................... 4 4.17. Fator de Coincidência ................................................................................................ 4 4.18. Fator de Demanda ..................................................................................................... 4 4.19. Fator de Diversidade ................................................................................................. 4 4.20. Fator de Potência ...................................................................................................... 4 4.21. Fator de Utilização ..................................................................................................... 5 4.22. Rede de Distribuição para Iluminação Pública .......................................................... 5 4.23. Loteamento ................................................................................................................ 5 4.24. Ramal de Alimentador ............................................................................................... 5 4.25. Ramal de Ligação ...................................................................................................... 5 4.26. Rede de Distribuição ................................................................................................. 5 4.27. Rede de Distribuição Urbana - RDU .......................................................................... 5 4.28. Rede Primária ............................................................................................................ 6 4.29. Rede Secundária ....................................................................................................... 6 4.30. Regularização Fundiária de Interesse Social ............................................................ 6 4.31. Tensão Secundária de Distribuição ........................................................................... 6 4.32. Tensão Primária de Distribuição ................................................................................ 6 4.33. Tronco do Alimentador .............................................................................................. 6 5. TIPOS DE PROJETOS .................................................................................................... 7 5.1. Projetos de Rede Nova ................................................................................................. 7 5.2. Projetos de Extensão de Rede de Distribuição Primária .............................................. 7 5.3. Projetos de Extensão de Rede de Distribuição Secundária .......................................... 7 5.4. Projetos de Reforma/Melhoramento de Rede ............................................................... 7 5.5. Projetos de Reforço ...................................................................................................... 7
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5.6. Projetos em Loteamento e Assentamento de Interesse Social em Área Urbana .......... 8 6. CONSIDERAÇÕES BÁSICAS PARA OTIMIZAÇÃO DE PROJETOS DE REDE ............ 8 DE DISTRIBUIÇÃO ................................................................................................................ 8 6.1. Critérios Otimizados de Projetos ................................................................................... 9 7. OBTENÇÃO DE DADOS PRELIMINARES .................................................................... 10 7.1. Mapas e Plantas ......................................................................................................... 10 7.2. Levantamento da Carga e Determinação de Demandas ............................................ 10 7.3. Determinação de Demanda nas Unidades Consumidoras já Ligadas ........................ 10 7.4. Determinação de Demandas para Novas Unidades Consumidoras ........................... 11 8. LOCAÇÃO DE POSTES ................................................................................................ 13 8.1. Marcação .................................................................................................................... 13 8.2. Localização ................................................................................................................. 13 8.3. Disposição .................................................................................................................. 15 8.4. Vão ............................................................................................................................. 16 8.5. Outros Cuidados a Serem Observados Durante a Locação ....................................... 16 8.6. Afastamentos Mínimos................................................................................................ 17 9. DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO ................................................................................. 17 9.1. Rede Primária ............................................................................................................. 18 9.2. Transformador de Distribuição .................................................................................... 30 9.3. Rede Secundária ........................................................................................................ 31 9.4. Previsão de Crescimento de Carga ............................................................................ 37 10. DIMENSIONAMENTO MECÂNICO ............................................................................ 38 10.1. Posteação ................................................................................................................ 38 11. RELAÇÃO DE MATERIAL E ORÇAMENTO .............................................................. 43 11.1. Relação de Material ................................................................................................. 43 11.2. Mão-de-Obra ........................................................................................................... 44 11.3. Projeto e Orçamento em Estrutura com Uso Mútuo ................................................ 44 12. LEVANTAMENTO DE CAMPO ................................................................................... 45 13. APRESENTAÇÃO DO PROJETO .............................................................................. 45 13.1. Desenho .................................................................................................................. 47 13.2. Relação de Material e Orçamento ........................................................................... 49 13.3. ART – Anotação de Responsabilidade Técnica ...................................................... 49 13.4. Memorial Descritivo ................................................................................................. 49 13.5. Diagrama Unifilar ..................................................................................................... 49 13.6. Autorização de Passagem ....................................................................................... 49 13.7. Travessias ............................................................................................................... 50 13.8. Desenhos Especiais ................................................................................................ 50 14. PROJETOS DE RDU ELABORADOS POR TERCEIROS .......................................... 50 15. NOTAS COMPLEMENTARES .................................................................................... 51 16. ANEXO I – PEDIDO DE APROVAÇÃO DE PROJETO .............................................. 52 17. ANEXO II – FISCALIZAÇÃO E/OU CONCLUSÃO DE OBRA .................................... 53 18. ANEXO III – MEMORIAL DESCRITIVO (MODELO) ................................................... 54 19. ANEXO IV – AUTORIZAÇÃO DE PASSAGEM .......................................................... 56 20. TABELAS .................................................................................................................... 57 21. DESENHOS .............................................................................................................. 125
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1. INTRODUÇÃO
Essa norma tem por objetivo estabelecer os requisitos mínimos necessários para
elaboração de projetos de redes aéreas de distribuição urbanas, na classe de tensão
15/25/34,5kv, em toda área de concessão do Grupo ENERGISA, de modo a assegurar as
condições técnicas, econômicas e de segurança necessárias ao adequado fornecimento de
energia elétrica.
2. APLICAÇÃO
Aplica-se aos projetos de redes novas, reformas/melhoramentos, extensões, e
reforços de rede, apresentando os critérios básicos para levantamento de carga,
dimensionamento elétrico e mecânico, proteção, interligação, seccionamento, além de
metodologia para elaboração, apresentação e aprovação de projetos na ENERGISA.
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
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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
4.1. 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.
4.2. Alimentador Exclusivo
Alimentador de distribuição sem derivações ao longo de seu percurso que atende
somente a um ponto de entrega.
4.3. Carga Instalada
Somatório das potências nominais de uma unidade consumidora, excluindo-se os
equipamentos de reserva.
4.4. Circuito Secundário de Distribuição
Parte de uma rede secundária associada a um transformador de distribuição.
4.5. Condomínio
Edificações ou conjunto de edificações, de um ou mais pavimentos construídos sob a
sob a forma de unidades isoladas entre si, destinadas a fins residenciais ou não
residenciais, em loteamento com áreas de uso comuns e administração, regidas de acordo
com a lei em vigor.
4.6. Condomínio edificado
Condomínio com todos os serviços de infraestrutura (água, energia elétrica, telefone,
pavimentação e outros) e residências construídas. (Nota: Nos condomínios edificados são
colocadas à venda as residências para ocupações imediatas).
4.7. Condomínio não edificado
Condomínio somente com os serviços de infraestrutura (água, energia elétrica,
telefone, pavimentação e outros) construídos. (Nota: Nos condomínios não edificados são
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colocados à venda terrenos, sendo de responsabilidade dos compradores as futuras
construções das residências e as ligações dos serviços de infraestrutura).
4.8. Concessionária ou Permissionária de Distribuição de Energia Elétrica
Agente titular de concessão ou permissão Federal para prestar o serviço público de
distribuição de energia elétrica, referenciada, doravante, apenas pelo termo:
Concessionária.
4.9. Consumidor Atendido
Titular de Unidade Consumidora atendida diretamente por sistema da
Concessionária, conforme regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica -
ANEEL.
4.10. Demanda
Soma das potências elétricas instantâneas médias solicitadas por consumidores,
durante um período de tempo especificado.
4.11. Demanda Diversificada
Demanda média de um consumidor em um grupo de consumidores de mesma
classe, tomando em conjunto a soma das demandas máximas individuais, dividida pelo
número de consumidores considerados.
4.12. Demanda Máxima
Maior demanda verificada durante um período de tempo especificado.
4.13. 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.
4.14. Empreendimento Habitacional Urbano de Interesse Social
Empreendimentos habitacionais destinados predominantemente às famílias de baixa
renda, em uma das seguintes situações:
a) implantados em zona habitacional declarada por lei como de
interesse social; ou
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b) promovidos pela União, Estados, Distrito Federal, Municípios ou
suas entidades delegadas, estas autorizadas por lei a implantar projetos de
habitação, na forma da legislação em vigor; ou
c) construídos no âmbito de programas habitacionais de interesse
sociais implantados pelo poder público.
Nota: Conforme Resolução Normativa ANEEL nº 414 de 09 de Setembro de 2010.
4.15. 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.
4.16. Fator de Carga
Razão da demanda média pela demanda máxima ocorrida no mesmo intervalo de
tempo especificado.
4.17. Fator de Coincidência
É o inverso do fator de diversidade.
Fc = 1 / Fdi
4.18. Fator de Demanda
Razão da demanda máxima pela carga instalada do sistema ou da instalação
considerada:
FD = Dmáx. / Cinst
4.19. 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, ou a razão entre a
demanda máxima de um consumidor e a sua demanda diversificada:
Fdi = Dmáx. indiv. / Dd
4.20. Fator de Potência
Razão entre a potência ativa (kW) e a potência aparente (kVA) da instalação:
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FP = Pativa / Paparente
4.21. Fator de Utilização
Razão da máxima demanda verificada pela capacidade nominal de um sistema.
4.22. Rede de Distribuição para Iluminação Pública
Parte de uma rede de distribuição destinada a iluminação de avenidas, ruas, praças,
etc., incluindo condutores (específicos para esse fim), comandos, braços, postes
ornamentais, luminárias, lâmpadas, etc.
4.23. Loteamento
Subdivisão da gleba em lotes destinados a edificação, com abertura de novas vias de
circulação, de logradouros públicos ou prolongamento, modificação ou ampliação das vias
existentes, nos termos das leis em vigor.
4.24. Ramal de Alimentador
Parte de um alimentador de distribuição que deriva diretamente do tronco do
alimentador.
4.25. Ramal de Ligação
Conjunto de condutores e acessórios instalados entre o ponto de derivação da rede
da Concessionária e o ponto de entrega.
4.26. Rede de Distribuição
Conjunto de redes elétricas com equipamentos e materiais diretamente associados,
destinado à distribuição de energia elétrica.
4.27. Rede de Distribuição Urbana - RDU
Rede de distribuição situada dentro do perímetro urbano de cidades, vilas,
assentamentos e povoados.
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4.28. Rede Primária
Parte de uma rede de distribuição que alimenta transformadores de distribuição e/ou
pontos de entrega sob a mesma tensão primária nominal.
4.29. Rede Secundária
Parte de uma rede de distribuição alimentada pelos secundários dos transformadores
de distribuição.
4.30. Regularização Fundiária de Interesse Social
Regularização fundiária de ocupações inseridas em parcelamentos informais
ou irregulares, localizadas em áreas urbanas públicas ou privadas, utilizadas
predominantemente para fins de moradia por população de baixa renda, na forma
da legislação em vigor; conforme resolução normativa ANEEL.
4.31. Tensão Secundária de Distribuição
Tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária, com valores
padronizados inferiores a 1kV.
4.32. Tensão Primária de Distribuição
Tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária, com valores
padronizados iguais ou superiores a 1 kV.
4.33. 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:
Transporte do total ou de parcela ponderável da carga servida pelo alimentador.
Alimentação ao principal consumidor do alimentador.
Interligação com outro alimentador, permitindo transferência de carga entre os alimentadores.
Vão - Distância horizontal entre dois suportes consecutivos de uma linha aérea.
Vão Básico do Gabarito - Vão adotado na elaboração da tabela de flechas, a
partir da tração horizontal correspondente, para construção do gabarito.
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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. TIPOS DE PROJETOS
Os projetos de RDU são executados para os seguintes tipos de obras:
5.1. Projetos de Rede Nova
Visa à implantação de todo o sistema de distribuição para o atendimento a uma
determinada localidade (vila, povoado, distrito, etc.).
5.2. Projetos de Extensão de Rede de Distribuição Primária
Novo circuito de rede primária ou acréscimo de um trecho de rede primária de
distribuição, inclusive adição de fases, construído a partir de um ponto da rede existente.
5.3. Projetos de Extensão de Rede de Distribuição Secundária
Novo circuito de rede secundária ou acréscimo de um trecho de rede secundária de
distribuição, inclusive adição de fases, construído a partir de um ponto da rede existente.
5.4. Projetos de Reforma/Melhoramento de Rede
Visa a substituição de parte ou mesmo total da rede existente, por motivo de
segurança, evolução tecnológica, qualidade de serviço, saturação, adequação das
instalações ao meio ambiente ou adequações às modificações características topográficas
de um determinado local (afastamento de rede, deslocamento de postes, etc.).
5.5. Projetos de Reforço
Visam as mudanças das características físicas da rede existente visando aumentar a
sua capacidade.
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5.6. Projetos em Loteamento e Assentamento de Interesse Social em Área Urbana
O projeto de rede de energia elétrica para atendimento de unidades consumidoras
situadas em empreendimentos habitacionais urbanos de interesse social ou em
regularização fundiária de interesse social, destinados às classes de baixa renda, deverá
ser elaborado para rede aérea nua nas tensões primárias, podendo ser instalado rede aérea
compacta protegida em casos específicos, e rede secundária multiplexada nas tensões
secundárias. O projeto compreenderá obras de distribuição até o ponto de entrega, não
incluindo o sistema de iluminação pública ou de iluminação das vias internas.
Conforme resolução normativa ANEEL.
Para Energisa Sul Sudeste, Energisa Tocantins, Energisa Minas Gerais e Energisa Nova
Friburgo o projeto deverá ser elaborado apenas em rede aérea compacta protegida para
tensão primária.
6. CONSIDERAÇÕES BÁSICAS PARA OTIMIZAÇÃO DE PROJETOS DE REDE
DE DISTRIBUIÇÃO
O dimensionamento elétrico é definido sobre os parâmetros: perdas, queda de
tensão, índice de desequilíbrio e o limite térmico dos cabos.
Os dimensionamentos dos circuitos das redes de distribuição de média tensão e
baixa tensão deverão prever também o crescimento vegetativo para a região que os
mesmos atendem.
Em bairros residenciais estáveis, onde a possibilidade de grandes alterações nos
tipos de carga é pequena, pode-se reduzir ao mínimo o custo da instalação e da operação
da rede de distribuição com o menor número possível de transformadores e menor
extensão de rede primária, com o uso de circuitos secundários e seções maiores,
respeitando-se os valores máximos de queda de tensão e o comprimento máximo radial de
200m, (para as tensões de 220/127V ou 254 / 127V ou 230 /115V e de 400m para as
tensões de 380/220V.
Exceto em casos de múltiplas unidades consumidoras (condomínios verticais), a
potência dos transformadores instalados fica limitada a 75kVA, visando minimizar os
impactos nos indicadores de continuidade
Em bairros comerciais ou com pequenas indústrias ligadas a rede secundária, é
conveniente que se tenha a rede primária estendendo-se por um número maior de ruas e
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com um número maior de transformadores, postes com altura mínima de 11m, e condutores
da rede secundária com seções maiores. Isso fará com que se reduza os ônus devido a não
necessidade de substituição antes do término da sua vida útil, tornando-se a rede mais
flexível para futuras alterações.
6.1. Critérios Otimizados de Projetos
a) As seguintes prioridades deverão ser seguidas nas análises e estudos de
extensões, reforma/melhoramento e reforço de rede:
Solicitação de clientes;
Reclamação de clientes;
Queda de tensão e as perdas decorrentes;
DEC – FEC – DIC – FIC;
Carregamento;
Índice de desequilíbrio;
Aspectos de segurança (exemplo: afastamento de rede).
b) No caso do projeto ser elaborado pela concessionária, deverá ser maximizada a
utilização do Sistema de Informação Geográfica, simulando situações cabíveis aos projetos
e estudos como, por exemplo, capacidade de corrente dos cabos, carregamento das
transformadores e queda máxima de tensão admissível..
c) Para a adequação dos níveis de tensão deverão ser consideradas as seguintes
possibilidades:
Remanejamento de cargas para circuitos adjacentes.
Promover a re-divisão de circuitos.
Substituir os transformadores sobrecarregados e subcarregados. A
concessionária deverá proceder a identificação dos transformadores
sobrecarregados ou subcarregados nas proximidades, para que se possa efetivar
o devido remanejamento..
Balanceamento dos circuitos em desequilíbrio.
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d) Deverão ser mantidos na rede os ramais de ligação multiplexados em bom
estado, nos projetos de substituição de cabo nu para cabo multiplexado ou cabo
concêntrico.
e) Durante a elaboração de projetos de extensão de redes de distribuição, a
extensão futura deverá prever a possibilidade de futuros atendimentos, de modo que seja
possível o atendimento imediato das unidades consumidoras solicitantes e posteriormente
das demais que irão solicitar a ligação de energia.
7. OBTENÇÃO DE DADOS PRELIMINARES
Consiste na obtenção de dados que irão subsidiar o projetista na escolha da melhor
solução para cada caso, bem como possibilitar a confecção do mesmo.
Caso o projeto seja elaborado pela concessionária, esses dados poderão ser obtidos
através do Sistema de Informação Geográfica.
7.1. Mapas e Plantas
Caso o projeto seja elaborado pela concessionária, deverá ser utilizado como base o
Sistema de Informação Geográfica
No caso de novos loteamentos ou áreas ainda não mapeadas, devem ser obtidos
mapas precisos com as coordenadas geográficas e amarradas com o arruamento existente
e já mapeadas.
Em qualquer projeto de terceiros com extensão de rede seja ela de BT e/ou MT, é
necessária a apresentação do arquivo digital georreferenciado.
No caso dos projetos desenvolvidos pela própria Concessionária, deverá ser tomado
como base o próprio sistema georreferenciado.
7.2. Levantamento da Carga e Determinação de Demandas
Consiste no levantamento da carga quando necessário, dos consumidores primários
e secundários, medições necessárias de carga, verificação das condições locais para
estimativa de crescimento (histórico e perspectivas), e determinação de demandas atuais e
projetos de demandas futuras de todos os outros consumidores, existentes e potenciais.
7.3. Determinação de Demanda nas Unidades Consumidoras já Ligadas
7.3.1 - Rede Primária
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A demanda da Rede Primária será determinada de acordo com os dados elétricos
dos circuitos de Média Tensão existentes, levantados em campo, ou no caso da
Concessionária através do Sistema de Informação Geográfica.
7.3.2 - Rede Secundária
A demanda da Rede Secundária será determinada de acordo com os dados elétricos
dos circuitos de Baixa Tensão existentes levantados em campo e aplicando as tabelas 01 e
02, ou no caso da Concessionária através do Sistema de Informação Geográfica e
Medições.
7.4. Determinação de Demandas para Novas Unidades Consumidoras
Os critérios serão conforme demanda e carga instalada do projeto, seguindo-se o
estabelecido nesta norma e conforme NDUs 001, 002 e 003.
7.4.1 - Rede Secundária
a) Consumidores Ligados a 4 Fios
As demandas máximas deverão ser determinadas individualmente, de acordo com os
métodos constantes nas tabelas 01 e 02.
A determinação do horário de ocorrência dessa demanda máxima (curva de carga)
bem como valor da demanda do consumidor no horário de ponta do transformador, deve ser
feita levando-se em conta as características de funcionamento da(s) carga(s) do
consumidor(es).
b) Edificações de Uso Coletivo
As demandas máximas também serão determinadas individualmente.
c) Consumidores Ligados a 2 e 3 Fios
A demanda máxima para o conjunto de consumidores de cada circuito secundário
poderá ser determinada de acordo com o seguinte processo:
- Estimativa através da demanda diversificada conforme tabela 02.
7.4.2 - Rede Primária
A determinação das cargas para dimensionamento da rede primária será feita
basicamente do seguinte modo:
a) Cargas concentradas
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Consumidores com carga instalada acima de 75kW, ou edificações de uso coletivo
com demandada superior a 225kVA no caso da Energisa Minas Gerais, Energisa Tocantins
, Energisa Sul Sudeste, Energisa Mato Grosso do Sul e Energisa Sergipe, 300kVA no caso
da Energisa mato Grosso, e Energisa Nova Friburgo e 45kVA no caso da Energisa
Paraíba e Energisa Borborema:
a.1) Edificações de Uso Coletivo
Determinação da demanda conforme NDU-003.
a.2) Consumidores Industriais e comerciais
Pode-se determinar a demanda das seguintes formas:
Através dados de faturamento de consumidores do mesmo ramo de atividade
conforme tabela 01, item 2.
Estimativa a partir da carga instalada:
Cinst = carga instalada em kVA
FDmáx. = fator de demanda máxima, conforme tabela n.º 03.
b) Cargas distribuídas
Terão suas demandas determinadas a partir do fator de demanda máxima e
capacidade instalada em transformador, conforme estabelecido a seguir:
Obter medição do alimentador ou trecho da rede primária em estudo; seja DMM o
valor da Demanda Máxima Medida, em kVA.
Obter a Demanda Máxima das cargas concentradas, coincidente com a ponta de
carga do alimentador ou da parte da rede primária considerada; seja DMC este valor.
Obter a Demanda Máxima das Cargas Distribuídas pela fórmula:
Dmáx. = Cinst x FDmáx.
DMD = DMM - DMC
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8. LOCAÇÃO DE POSTES
Consiste na locação física dos postes, observando-se os requisitos de espaçamento,
segurança, grau de iluminamento mínimo, estética, etc.
8.1. Marcação
A marcação física da posição dos postes segue os critérios básicos abaixo indicados:
Havendo passeio ou meio fio, os postes são locados através de um triângulo
vermelho, pintado no passeio ou no meio fio.
Neste caso o alinhamento é dado pelo próprio meio fio, conforme desenho 005 da
NDU-004.
Não havendo passeio ou meio fio, os postes são locados através de piquetes de
madeira, pintados de vermelho na sua extremidade superior e ainda, se possível, deixar
pintada alguma testemunha (muro, mourão, cerca, árvore, etc.).
Neste caso há necessidade de definição do alinhamento do meio fio, sempre com a
participação da área competente da Prefeitura do Município onde será implantado o projeto,
nos casos de loteamentos, conjuntos habitacionais e condomínios a definição do
alinhamento é de responsabilidade do empreendedor.
8.2. Localização
A localização dos postes, ao longo das ruas e avenidas, deve ser escolhida levando-
se em conta os seguintes aspectos:
a) O projetista deve sempre avaliar o efeito da rede proposta no meio ambiente onde
será construída, procurando sempre minimizar ou eliminar os aspectos que
possam interferir diretamente no desempenho do fornecimento de energia elétrica
e evitando desmate de árvores e demais formas de vegetação. Os postes devem
ficar do lado da rua onde houver menos arborização, devendo ser implantados
sempre que possível do lado oposto da rua em relação às árvores ou em relação
às árvores de maior tamanho no caso de arborização bilateral.
Quando possível, deverá realizar a posteação nas calçadas lado do sol poente,
ficando reservadas as calçadas do lado oposto para futura arborização de porte
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médio. O desenho abaixo fornece as regras para localização dos postes e das
árvores em função do seu porte.
b) Sempre locar na divisa dos lotes, quando não for possível, verificar melhor
posicionamento com relação à frente do terreno.
c) Os postes deverão ser locados de tal forma que se garanta o comprimento do
ramal de ligação de no máximo 40 (quarenta) metros nas redes secundárias.
d) Procurar locar prevendo-se futuras extensões, para evitar remoções
desnecessárias.
e) locação de postes em frente a portas, janelas, sacadas, garagens, marquises,
anúncios luminosos, etc..
f) Evitar que a posteação passe do mesmo lado de praças, jardins, igrejas, templos
e postos de gasolina que ocupam grande parte da quadra.
g) Verificar junto aos órgãos municipais, planos futuros de urbanização, em especial
a possibilidade de plantio de árvores.
h) Verificar a possibilidade de arrancamento na estrutura, função do esforço dos
cabos em relação ao perfil da rua.
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i) Tomar cuidado com as possíveis tubulações subterrâneas de água, esgoto, rede
telefônica, galerias de águas pluviais, gás, etc. quando assinaladas em planta. Quando não
assinalados tais locais devem ser evitados, na locação de campo.
j) Quando não for possível a instalação de um único poste na esquina, por razões
de segurança, desalinhamento pronunciado na posteação e impossibilidade de manter o
menor espaçamento entre postes, devem ser previstos os cruzamentos ou derivações
conforme desenhos 01 e 02. Na Energisa Sergipe, Energisa Paraíba e Energisa
Borborema não é permitida a instalação de cruzamento aéreo (flying tap) na rede primária e
secundária.
k) Existindo desnível acentuado no terreno em cruzamento de ruas/avenidas, os
postes devem ser locados preferencialmente nas esquinas. Não sendo possível, a distância
máxima entre o eixo do poste e o ponto de cruzamento da rede não deve ser superior a 5 m.
l) A distância do eixo do poste ao meio fio é definida no desenho 05 da NDU-004.
m) Evitar, quando possível, posteação em rotatórias e em curvas de ruas e avenidas.
n) Em lados de rua com arborização existente de grande porte, jardins ou praças
públicas; quando a posteação tiver que ser colocada em calçadas com arvores,
deve-se procurar locar pelo menos a 5 metros dos troncos das mesmas,
especialmente se houver transformador ou outros equipamentos projetados.
8.3. Disposição
A disposição pode ser unilateral ou bilateral.
a) Em ruas com até 15 metros de largura, incluindo-se o passeio, os postes deverão
ser locados de um mesmo lado (disposição unilateral) observando-se a sequência da rede
existente. A mudança de lado da posteação numa mesma rua, somente deve ocorrer em
casos excepcionais, para atender principalmente o aspecto de segurança, onde não for
possível se obter os espaçamentos recomendados.
b) Em ruas com larguras superiores a 15 metros, os postes deverão ser locados dos
dois lados da rua (disposição bilateral).
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c) A disposição escolhida deve permitir atender aos requisitos de qualidade de
iluminação pública (ver item 9.3.8) e atender aos consumidores dentro das exigências
previstas nas normas NDU 001, 002 e 003.
NOTA: Na Energisa Tocantins e Energisa Sul Sudeste não será aceito o “cruzamento de
rua – passeio reto” e “derivação de rua – passeio reto”.
8.4. Vão
O vão entre os postes irá variar de acordo com a configuração da rede e do perfil do
terreno, sendo tomados como base os seguintes vãos máximos:
VÃO MÁXIMO (m)
Configuração Vão Máximo (m)
MT (Nua) sem BT 80
MT (Nua) com BT
40 MT (compacta) com ou sem BT
Somente BT
Onde esta configuração não for possível, é necessária uma análise prévia do projeto
pela Concessionária.
8.5. Outros Cuidados a Serem Observados Durante a Locação
Durante a locação são anotados, na planta, detalhes necessários ao projeto tais
como:
a) Estrutura primária e ou secundaria a ser usada.
b) Afastamento mínimo da rede primária, secundária e comunicação, conforme
tabela 20.
c) Desnível para conexões aéreas.
d) Concretagem de poste.
e) Saídas de ramais aéreos e subterrâneos.
f) Derivações para consumidores a serem ligados no primário.
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g) Instalação de equipamentos em postes perto de janelas, sacadas, etc..
h) Levantamento de travessias.
i) Altura de linhas de comunicação nos cruzamentos com a rede.
j) Localização do padrão de entrada de energia.
k) Estado físico do arruamento.
l) Pedidos de serviço/ligação.
m) Interferência com arborização.
n) Reparo de calçadas pavimentadas.
o) Braço de iluminação pública.
p) Interferência com redes de água e esgoto e gás natural.
q) Identificação de pontos de referência (equipamentos com códigos da
concessionária, exemplo: chaves, transformadores, etc.).
8.6. Afastamentos Mínimos
As distâncias entre a rede elétrica e as construções, fachadas, letreiros, luminosos,
reformas, etc., devem ser avaliadas prevendo futuras ampliações destas e o futuro
afastamento das redes elétricas, evitando condições inseguras, bem como gastos futuros
com remoção e interrupções de energia. Os afastamentos mínimos para as redes
secundárias isoladas e para redes primárias convencionais (condutores nus) ou compactas
(condutores cobertos) conforme tabelas 20 a 23 desta norma e desenhos 001 a 010 e 112
da NDU-04.
9. DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO
Consiste na definição da configuração, carregamento e seção dos condutores da
rede primária e secundária, características da iluminação pública, localização e
carregamento de transformadores, definição e coordenação da proteção e seccionamento
da rede primária.
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9.1. Rede Primária
9.1.1 - Definição Básica
A rede primária será trifásica a 3 fios.
9.1.2 - Tipos de Redes
a) Rede com condutores nus (convencional), utilizada na área de concessão da
Energisa Tocantins (apenas 34,5 kV), Energisa Mato Grosso, Energisa
Borborema, Energisa Paraíba e Energisa Sergipe;
b) Rede com condutores protegidos (rede compacta), utilizada na área de
concessão da Energisa Nova Friburgo, Energisa Minas Gerais, Energisa
Tocantins, Energisa Mato Grosso do Sul, Energisa Mato Grosso, Energisa
Borborema, Energisa Paraíba, Energisa Sergipe e Energisa Sul Sudeste.
9.1.3 – Aplicação
As redes compactas aplicam-se a sistemas de distribuição urbanos, onde são
verificados os seguintes problemas:
a) Desligamentos provocados por interferência da arborização com a rede;
b) Desligamentos provocados por descargas atmosféricas;
c) Locais de frequentes ocorrências de objetos lançados à rede;
d) Congestionamentos de estruturas;
e) Podas drásticas de árvores;
f) Saída de alimentadores das Subestações (alternativa técnico-econômica).
g) Em derivações de redes compactas com até 150 metros (alternativa técnico-
econômica).
Demais casos pode-se adotar a rede com condutores nus (convencional), desde que
esse tipo de rede seja utilizada pela concessionaria conforme item 9.1.2.
9.1.4 - Níveis de Tensão
O nível de tensão na rede primária, de acordo com a legislação em vigor, admite uma
variação no ponto de entrega, em relação à tensão nominal de + 5 % e – 7 %.
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Em condições normais de operação, o sistema deverá operar na faixa adequada.
9.1.5 - Configuração Básica, Trajeto e Faseamento
a) Configuração Básica
Os alimentadores deverão ser radiais, constituídos de um tronco principal que,
partindo da subestação de distribuição, alimentará os diversos ramais.
O tronco do alimentador será sempre trifásico.
Verificar se existe algum critério de comprimento da rede para solicitação de análise
de viabilidade.
b) Trajeto
Para a escolha do trajeto de uma rede de distribuição, deverão ser observados os
seguintes aspectos:
O tronco do alimentador deverá passar o mais próximo possível do centro da
carga.
As avenidas ou ruas, escolhidas para o trajeto, deverão estar bem definidas.
Os ramais derivados do tronco do alimentador, deverão ser projetados de tal
maneira que sejam os menos carregados e extensos possível.
Os trajetos dos ramais deverão ser planejados de forma a evitar voltas
desnecessárias nos quarteirões.
Evitar, sempre que possível, ruas de tráfego intenso.
Evitar, sempre que possível, circuito s duplos (rede convencional).
Prever-se interligação, entre alimentadores diferentes, para as contingências
operativas do sistema.
O caminhamento deve ser seguido, preferencialmente, do lado não arborizado
das ruas ou avenidas (rede nua), observando-se o norte magnético e os desníveis do
terreno.
Manter, em relação a sacadas e marquises, a distância recomendada em norma.
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No caso da rede de distribuição atravessar áreas arborizadas ou de grande
agressividade poluente o projeto deverá prever redes com cabos protegidos.
c) Faseamento
A sequência de fases na saída da Subestação será, considerando-se o
observador de costas (de frente Energisa Mato Grosso do Sul) para o pórtico de saída, a
seguinte:
Placa Vermelha Fase A (esquerda)
Placa Azul Fase B (centro)
Placa Branca Fase C (direita)
A confirmação do faseamento, nas saídas dos alimentadores existentes, deve ser
feito observando-se as placas indicativas instaladas no pórtico da Subestação, quando
existirem.
Em caso de interligação entre alimentadores deverá ser observada a sequência
de fases dos mesmos, a qual deverá ser sempre indicada no projeto e na execução deverá
ser verificado esse faseamento.
9.1.6 - Condutores Utilizados
a) Tipo e Seção
Os condutores a serem utilizados nos projetos de rede primária serão de alumínio
(CAA), cujas características básicas estão indicadas nas tabelas 23 e 25. Deverão ser
utilizadas as seguintes seções: 2 AWG, 1/0 AWG, 4/0 AWG e 336,4 MCM para rede
convencional e cabos protegidos de 50, 120 e 185mm² para redes compactas.
b) Carregamento
O dimensionamento dos condutores de uma rede primária deve ser feito observando-
se os seguintes pontos básicos:
Máxima queda de tensão admissível, em condições normais e de emergência.
Capacidade térmica dos condutores, considerando-se o carregamento em
condições normais (corrente admissível a 30ºC ambiente + 40ºC de elevação) e de
emergência (corrente admissível a 30ºC ambiente + 70ºC de elevação).
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De acordo com os critérios de seccionamento e manobra, o carregamento máximo
de tronco de alimentadores interligáveis deverá ser de 60% em relação à sua capacidade
térmica, para localidades com mais de 2 alimentadores, e 50% para localidades com 2
alimentadores.
9.1.7 - Equilíbrio de Carga
O desequilíbrio máximo permissível em qualquer ponto de um circuito primário é de
15 %.
9.1.8 - Queda de Tensão e Correção dos Níveis de Tensão
a) Queda de tensão primária é a queda compreendida entre o barramento da
Subestação e o ponto mais desfavorável onde se situa o último transformador de
distribuição ou o último consumidor primário.
De acordo com a Legislação em vigor, a queda de tensão máxima no atendimento a
consumidor primário é de 5 % (cinco por cento), com relação à tensão nominal do sistema.
O cálculo desse segmento da rede deverá ser feito na planilha de cálculo de queda
de tensão, com o auxílio dos coeficientes de queda de tensão e com base no traçado da
rede primária e bitola do condutor, calcula-se a queda de tensão considerando a carga
estimada no fim do horizonte de projeto.
b) Nos grandes projetos de reforma e extensão de rede, devem ser cuidadosamente
analisados os critérios utilizados para correção ou regulação de tensão.
Caso o nível de tensão fique abaixo do nível adequado, devemos verificar se o
problema pode ser resolvido com transferência de carga de um alimentador para outro com
simples operação de chave, ou revisão de ajustes de equipamentos de regulação
existentes, ou equilíbrio de carga.
c) O limite máximo de queda de tensão para projeto é de 3%.
9.1.9 - Interligação
Na definição de critérios de interligação, deve-se distinguir interligação entre os
troncos de alimentadores e entre ramais.
Ao se projetar estas interligações, considerar o atendimento aos seguintes requisitos:
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Transferência de toda a carga de um alimentador para alimentadores vizinhos,
com o menor número de manobras de transferências possíveis.
Transferência de carga em excesso de uma Subestação para outra vizinha, de
acordo com o planejamento elétrico da localidade.
Carga em excesso de uma Subestação é a diferença entre sua demanda e a
capacidade firme, no caso da perda, da maior unidade transformadora.
Para cumprir os requisitos acima, em localidades servidas por mais de um
alimentador, em cada um deve ser previstas no mínimo, duas interligações do tronco, de
preferência com alimentadores diferentes.
Os critérios para localização das chaves estão indicados no desenho 03.
A primeira interligação (no início do alimentador) deverá permitir a transferência de
carga entre alimentadores da mesma Subestação.
A segunda interligação (no meio do alimentador) deverá permitir, preferencialmente,
a transferência de carga entre alimentadores de Subestações diferentes.
Durante as operações de transferência de carga, deverão ser observados os limites
máximos de queda de tensão, o limite térmico dos condutores e os ajustes dos
equipamentos de proteção (Religador ou Disjuntor) dos alimentadores da subestação.
Além das interligações citadas acima, poderão ser previstas, também, interligações
entre ramais que atendam consumidores especiais, de modo a transferir parte da carga de
um ramal para outro em condições de manobra, quando então os dispositivos de proteção
de ambos os ramais deverão suportar esta transferência.
9.1.10 - Seccionamento
O seccionamento projetado deve prever a complementação dos recursos operativos
necessários após a conclusão do projeto de proteção. Deve-se proceder a uma análise
criteriosa da localização e dos tipos de chaves a serem utilizados, de modo a assegurar
maior eficiência na continuidade e segurança no fornecimento de energia.
Serão utilizadas as chaves seccionadoras unipolares de 400 A, para 15 kV, 25 kV e
34,5kV com gancho para abertura em carga tipo “Loadburster”, e chaves de transferência
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automática comandadas à distância. As chaves com isolamento para 15 kV só poderão ser
utilizadas após o limite de 0,5 km da orla marítima.
A localização das chaves deve ser definida usando a minimização do tempo e das
áreas afetadas pela interrupção, durante os serviços de manutenção ou situações de
emergência, bem como nos casos de transferência de carga de um alimentador para outro,
nas interligações.
As chaves seccionadoras devem ser previstas onde não for possível a instalação de
dispositivo de proteção (seja por problema de nível de curto-circuito ou de coordenação),
nos troncos de alimentadores, nos pontos de interligação e ao longo dos mesmos, de tal
forma a dividi-los, normalmente, em quatro ou seis trechos, de cargas aproximadamente
iguais. Deve-se instalar as chaves em locais de fácil acesso e identificação.
Na transição da Rede Nua para a Rede compacta é facultada a utilização de chaves
seccionadoras. Quando adotadas, podem ser instaladas na própria estrutura de transição,
havendo impossibilidade para tal, esta deverá ser instalada em estrutura imediatamente
anterior ou posterior a transição.
Os critérios e o esquema básico de seccionamento e proteção estão mostrados nos
desenhos 04 e 05.
Ramais longos, de uma forma geral, deverão ser seccionados aproximadamente de 5
em 5 km por chaves faca, chaves fusíveis, ou outros equipamentos, conforme estudos
específicos.
Nas empresas Energisa Paraíba e Energisa Borborema chaves facas devem ser
instaladas nos troncos dos alimentadores a cada 2 km, aproximadamente.
9.1.11 - Proteção Contra Sobrecorrentes
As diretrizes detalhadas de proteção, incluindo critérios de instalação,
dimensionamento, ajustes e coordenação de equipamentos de proteção, constam na Norma
de Proteção da Distribuição - NDU 017. As principais diretrizes estão resumidas a seguir:
a) Critério de instalação
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Os critérios orientativos a seguir descritos estão indicados na tabela 04:
Na saída de alimentadores nas Subestações de distribuição:
- Religadores ou equipamentos com proteção de terra, nos circuitos alimentadores
onde se deseja coordenação ou seletividade com os demais equipamentos de proteção
instalados na rede.
Nos troncos de alimentadores:
Em troncos interligáveis normalmente não devem ser previstos dispositivos de
proteção. Quando necessário devem ser usados:
- Religador de linha: em redes de distribuição onde se deseja suprir áreas sujeitas
a falhas transitórias, cuja probabilidade elevada de interrupção tenha sido constatada
através de dados estatísticos.
- Seccionalizador: ao longo do alimentador, após cargas cuja continuidade de
serviços seja desejada.
Nos ramais e sub-ramais:
- Religador de linha: em circuitos longos onde se deve criar zonas de proteção,
através de ajustes apropriados, devido aos níveis de curto-circuito.
- Seccionalizador: em redes de distribuição onde se deseja suprir áreas sujeitas a
falhas transitórias, cuja probabilidade elevada de interrupção tenha sido constatada através
de dados estatísticos.
- Chave fusível: em ramais, os elos fusíveis instalados, em serie, devem obedecer
a coordenação, seletividade e sensibilidade do trecho.
Recomenda-se instalar chave-fusível nos seguintes pontos:
No início dos ramais com extensões até 300m, que possuem apenas um
transformador, dispensando a instalação da chave no ponto de transformação, desde que
exista visualização do ponto de transformação a partir do ponto de derivação. Na Energisa
Tocantins todos os transformadores deverão ter chaves no ponto de transformação
Em locais de grande arborização ou grande incidência de pipas, etc..
Após cargas, cuja importância recomende maior continuidade de serviço.
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Em alguns sub-ramais derivados de ramais longos, ou de ramais protegidos por
religadores ou seccionalizadores ou quando tenham, em sua derivação, chaves faca.
Para proteger transformadores de distribuição, deslocando a proteção quando
viável.
Em derivações monofásicas de redes trifásicas.
Como proteção de bancos de capacitores.
Para proteger os ramais de ligação em MT, conforme NDU-002.
Estrutura de entrada (tomada de corrente) de Loteamentos, condomínios, etc. com
potência de transformação instalada até 1000 kVA (11,4 e 13,8 kV) e 2000 kVA em 22
ou 34,5 kV
b) Escolha das Chaves-Fusíveis
As chaves fusíveis projetadas deverão estar de acordo com as chaves padronizadas
pelas ENERGISA na norma de Padrões de Materiais NDU-010, observando-se o seguinte
aspecto:
Deve ser seguido o mesmo critério na escolha da tensão nominal de isolamento
que o utilizado para as chaves seccionalizadoras.
c) Dimensionamento e Ajustes
Para proteção de ramais com chaves fusíveis devem ser utilizados elos fusíveis,
de acordo com a tabela 05 desta norma.
O elo fusível será determinado conforme indicado a seguir:
- Para ramais exclusivamente com transformadores de distribuição e/ou prédios
residenciais ligados em MT, os elos serão determinados de acordo com a demanda (kW).
- Ramal com transformadores trifásicos: conforme a tabela 07, considerando:
1. Carga: IN (elo-fusível) > Icarga, considerar sempre que possível a evolução do
sistema para 3 anos.
2. Coordenação: Os elos-fusíveis deverão estar coordenados entre si e para o valor
da máxima corrente de curto circuito no ponto de instalação do elo fusível protetor.
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3. Sensibilidade: A corrente nominal do elo fusível deve ser menor ou igual à quarta
parte da corrente curto-circuito fase-terra mínimo no fim do trecho protegido pelo fusível.
4. O elo-fusível deverá suportar a corrente transitória de magnetização durante, pelo
menos 0,1 s.
- Nas derivações para atendimento à consumidores em MT os elos são
dimensionados a partir da demanda do consumidor, de acordo com a tabela 05, exceto
quando se tratar de alimentador exclusivo para um consumidor.
- Nos transformadores de distribuição os elos são dimensionados a partir da
capacidade do transformador, de acordo com as tabelas 06 e 07.
- Nos bancos de capacitores, os elos deverão ser dimensionados de acordo com a
tabela 08.
9.1.12 - Proteção Contra Sobretensões
Os para-raios de média tensão devem ser instalados próximos das buchas primárias
do equipamento a ser protegido.
Deverão ser projetados nos seguintes pontos:
Em estruturas que contenham reguladores, religadores, seccionalizadores e
chaves facas normalmente abertas (NA), nos lados fonte e carga. Exceto nas Energisa
Mato Grosso do Sul, Energisa Tocantins e Energisa Sul Sudeste onde não é instado para-
raios em chaves facas NA.
Banco de capacitores.
Transição de rede aérea para subterrânea ou vice-versa.
Transformadores de distribuição.
Em transição de rede convencional para rede protegida ou vice-versa.
Em transição de RDU para RDR ou vice-versa.
Opcional, em todo final de rede.
Deverão ser projetados para-raios de baixa tensão, em saídas de
transformadores que possuam rede distribuição secundária, que atenda unidade
consumidora, conforme desenho 117 da NDU-004.
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9.1.13 - Aterramento
O aterramento da rede de distribuição obedecerá aos seguintes critérios:
Utilizar hastes de terra de aço cobreado de 2400mm x 5/8” com cabo de aço
cobreado de 3 x 9 AWG (obrigatório para municípios com orla marítima) ou hastes de terra
tipo cantoneira de aço galvanizado de 2400mm x 25mm e cabo de aço de 1/4”.
Todos os para-raios e carcaças dos religadores, seccionalizadores, reguladores,
capacitores e dos transformadores terão o condutor do aterramento interligado ao neutro da
rede, com uma malha de no mínimo 3 (três) hastes e a resistência do aterramento atingir os
valores conforme NDU 007, conforme desenho 120 e 121 da NDU-004.
A ligação do condutor neutro, dos para-raios e das carcaças dos equipamentos a
serem protegidos à terra, deverá ser comum e estar conectada ao condutor de aterramento.
O condutor neutro deverá ser contínuo, multiaterrado e conectado à malha da
Subestação.
Em redes de distribuição, o neutro deve ser aterrado em intervalo de
aproximadamente 300m, com 3 (três) hastes de terra, conforme desenho 120 e 121 da
NDU-004 de modo que nenhum ponto da rede se distancie mais de 200 m de um ponto de
aterramento.
Todo fim de rede e nos pontos de abertura de circuitos (divisão de área/setor) ,
terá o seu neutro aterrado com uma malha de, no mínimo, 1 (uma) haste e a resistência do
aterramento atingir os valores conforme NDU 007.
É necessária a conexão do estai ao condutor neutro. Não aplicado na Energisa
Mato Grosso do Sul quando o estai é de contra poste ou de ancora.
Nas redes compactas o cabo mensageiro deverá estar interligado ao neutro da
BT.
NOTA: Aterramento Temporário em rede protegida - nos circuitos primários com
cabos cobertos, em intervalos de aproximadamente 300 (trezentos) metros, deverá ser
instalados estribos para conexão do conjunto de aterramento temporário quando da
execução de serviços de manutenção com a rede desenergizada. Os pontos de
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aterramento preferencialmente serão os estribos dos transformadores. Nos trechos de rede
compacta onde não existam transformadores instalados ao longo da faixa dos 300 metros,
deverão ser instalados estribos de espera para aterramentos.
9.1.14 - Miscelânea
Isolador de Pino
a) Isolador antipoluição multicorpo (RT-15):
Terão sua utilização exclusiva na orla marítima da área de concessão da Energisa
Sergipe, até 1 km distante perpendicularmente à orla e em áreas onde exista poluição
industrial.
b) Isolador Pilar de porcelana:
Para Energisa Tocantins, Mato Grosso do Sul, Energisa Mato Grosso, Energisa
Sul Sudeste, Energisa Nova Friburgo e Energisa Minas Gerais terão sua
utilização em redes convencionais (nuas). Na área de concessão da Energisa
Paraíba será utilizado isolador de 25 kV até 500 metros da orla. Entre 500
metros e 2 km utilizar isoladores de 15 kV.
c) Isolador de polimérico:
Terão sua utilização na área de concessão da Energisa Borborema e na Energisa
Paraíba terão sua utilização nos casos não enquadrados na letra b, na Energisa Sergipe,
deverá ser usado nos casos não enquadrados na letra a.
Em todas as distribuidoras terão sua utilização nas redes compactas.
NOTA: O isolador polimérico quando usado na rede convencional (nua), terá que ser
instalado acompanhado do coxim.
Conexões
Nas redes primárias serão utilizados os conectores a compressão Tipo H, nas
empresas Energisa Nova Friburgo e Energisa Minas Gerais e conectores de derivação Tipo
Cunha na Energisa Tocantins, Mato Grosso do Sul, Energisa Mato Grosso, Energisa Sul
Sudeste, Energisa Borborema, Energisa Sergipe e Energisa Paraíba; aplicados com o uso
de ferramenta própria e com cartucho adequado. No caso da rede compacta este conector
deverá ser aplicado com capa de proteção.
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Em todas as conexões nos condutores fases com cabo coberto, é necessário o
restabelecimento da cobertura do cabo.
Nas conexões de neutro da rede serão utilizados conectores a compressão Tipo “H”
na Energisa Nova Friburgo e Energisa Minas Gerais e conectores Tipo “Cunha” na Energisa
Sergipe, Energisa Tocantins, Mato Grosso do Sul, Energisa Mato Grosso, Energisa Sul
Sudeste, Energisa Borborema e Energisa Paraíba.
Onde houver necessidade de se instalar o grampo de linha viva deverá ser utilizado o
conector estribo.
Emendas
Quando forem necessárias emendas nos condutores das redes de distribuição, em
MT ou BT a concessionária deverá ser consultada.
Alças pré-formadas
As alças adotadas para condutores de alumínio serão de aço galvanizado e aço
aluminizado, devendo esta última ser utilizada em toda área de concessão da Energisa
Sergipe, Energisa Borborema e Energisa Paraíba.
Espaçadores Losangular
Na instalação dos espaçadores em intervalos regulares ao longo do vão conforme
desenhos 74,76 e 77 da NDU-004 deverão ser adotados os seguintes critérios:
- Em estruturas ancoradas ou com instalação de equipamentos de manobra serão
instalados a 10m aproximadamente, á direita e a esquerda do poste.
- Ao longo do vão serão instalados em intervalos de 7 a 11m, obedecidas as
condições anteriores.
Separador vertical
Terá sua utilização na rede compacta, com a finalidade de permitir a conexão de
circuitos no meio de vãos, conforme desenho 76 da NDU-004, exceto para Energisa
Paraíba, Energisa Borborema e Energisa Mato Grosso do Sul, Cruzamentos com
conexão.
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- No cruzamento entre redes convencionais (cabos nus), o ramal deverá sempre
passar no nível inferior ao tronco da rede.
- No cruzamento entre redes convencionais (cabos nus) e redes compactas (cabos
protegidos), esta última deverá sempre passar no nível superior.
- No cruzamento entre redes compactas (cabos protegidos) as mesmas deverão
passar em disposição vertical fazendo uso do separador e no mesmo nível.
NOTA: Na Energisa Paraíba e Energisa Borborema não são permitidas cruzamentos
com conexão aérea (flying-tap).
Tipos de conexão e amarração
- Conexão/amarração para rede convencional conforme desenhos 39 a 43 da
NDU- 004.
- Conexão/amarração para rede protegida conforme desenhos 74 a 88 da NDU-
004.
9.2. Transformador de Distribuição
Serão utilizados transformadores trifásicos conforme padronização da norma NDU-
008.
9.2.1 - Potências Padronizadas
As potências nominais, padronizadas para transformadores de distribuição para
postes a serem utilizados em redes aéreas urbanas, são as seguintes:
Transformadores trifásicos: 15; 30; 45; 75; 112,5; 150; 225 e 300 kVA, sendo este
último somente para Energisa Sul Sudeste, Energisa Paraíba, Energisa Borborema e
Energisa Nova Friburgo.
Os transformadores trifásicos de 112,5, 150, 225 e 300 KVA devem ser utilizados
em áreas tipicamente comerciais, industriais ou nos casos de atendimento a múltiplas
unidades.
Nota: Na área de concessão da Energisa Sergipe, os transformadores com classe de
15kV deverão possuir as buchas de média tensão classe 25kV.
9.2.2 - Dimensionamento
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Os transformadores deverão ser dimensionados de tal forma a minimizar os custos
anuais de investimento inicial, substituição e perdas, dentro de um horizonte considerado
adequado, conforme desenho 06.
Carregamento
O carregamento máximo dos transformadores deverá ser fixado em função da
impedância interna, perfil de tensão adotado e levando-se também em conta os limites de
aquecimento, sem prejuízo da sua vida útil conforme os desenhos 06, 07 e 08. Os valores
da queda de tensão interna dos transformadores de distribuição estão na tabela 09.
9.2.3 - Localização
A instalação de transformadores deve atender, no mínimo, aos seguintes requisitos
básicos:
a) Estar tanto quanto possível no centro de carga.
b) Estar próximo às cargas concentradas, principalmente as que possam ocasionar
flutuações de tensão.
c) Localizado de tal forma que as futuras relocações sejam minimizadas.
d) Localizado em locais de fácil acesso, visando facilitar a operação e substituição.
e) Não instalar em esquinas. Em casos específicos consultar a concessionária.
9.2.4 - Proteção Contra Sobrecorrentes
A proteção de transformadores contra sobrecorrentes deve ser feita através da
instalação de chaves fusíveis cujos elos fusíveis estão definidos nas tabelas 06 e 07.
9.3. Rede Secundária
O dimensionamento elétrico de um circuito de distribuição em Baixa Tensão é feito
verificando-se os 02 (dois) parâmetros principais, a saber: queda de tensão e o limite
térmico dos cabos. Os comprimentos usuais das redes secundárias fazem com que, na
maioria dos casos, seja suficiente o cálculo de queda de tensão; no entanto, em casos
especiais de circuitos muito curtos (cargas elevadas), é necessário fazer a verificação do
limite térmico. Não são feitas restrições quanto às perdas nos projetos de redes
secundárias, porque os limites de queda de tensão estabelecidos são suficientes para
restringir as perdas a níveis aceitáveis.
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9.3.1 - Definição
A rede secundária deverá ser alimentada por transformadores trifásicos
9.3.2 - Níveis de Tensão
As faixas de tensão favorável e tensão tolerável permitida estão definidas nas
tabelas 10 e 11.
9.3.3 - Configuração Básica
A configuração da rede secundária dependerá basicamente das condições de projeto
em virtude do traçado das ruas e densidade de carga, buscando-se sempre a otimização
técnico-econômica.
9.3.4 - Condutores Utilizados
Os condutores a serem utilizados nos projetos de rede secundária serão cabos de
alumínio multiplexados, com condutores fase em alumínio isolados em polietileno (XLPE-
90°C) para 0,6/ 1 kV e condutor mensageiro (neutro) nu em liga de alumínio, nas seguintes
formações, cujas características básicas estão indicadas nas tabelas 28 e 29.
Circuitos monofásicos (2 fios) - (Energisa Mato Grosso, Energisa Nova Friburgo,
Energisa Borborema e Energisa Paraíba)
- 2 x 1x 25 + 25 mm²
- 2 x 1x 35 + 35 mm2
Circuitos bifásicos (3 fios) - (Energisa Tocantins, Energisa Sul Sudeste, , Energisa
Minas Gerais e Energisa Sergipe)
- 2 x 1 x 25 + 25 mm²
- 2 x 1 x 35 + 35 mm²
Circuitos trifásicos (4 fios)
- 3 x 1 x 35 + 35 mm²
- 3 x 1 x 70 + 70 mm²
- 3 x 1 x 120 + 70 mm²
- 3 x 1 x 185 + 120 mm²
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NOTA: Utilização de cabo multiplex com neutro isolado de 35 (35), 70 (70) e 120
(70) ou (120) mm2 e utilização de alça de aço aluminizado para as empresas Energisa
Paraíba, Energisa Borborema e Energisa Sergipe em áreas litorâneas.
Formação
O cabo completo compreende:
a) 2 ou 3 condutores fase, constituídos por fios de alumínio, de seção circular,
recobertos por uma camada isolante;
b) Condutor neutro (mensageiro) será nu, formado por fios de liga de alumínio de
seção circular ou neutro isolado em áreas litorâneas.
Identificação
A isolação dos todos os condutores fase deve ser marcada, de forma legível e
indelével, em intervalos regulares de 500 mm, com as seguintes informações mínimas:
a) Nome e/ou marca comercial do fabricante;
b) Tensão de isolamento (0,6/1kV);
c) Material de isolação (XLPE);
d) Ano de fabricação.
Nos cabos com mais de um condutor por fase, cada uma delas deve ser diferenciada
conforme tabela a seguir, desde que essa marcação não interfira na identificação dos
condutores:
Condutor Cores
Fase 1 (A) Preta
Fase 2 (B) Cinza
Fase 3 (C) Vermelha
Neutro (quando isolado) Azul-clara
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Dimensionamento de Condutores
Critérios gerais:
A rede secundária deverá ser dimensionada de tal forma a minimizar os custos de
investimento inicial, ampliações e modificações dentro do horizonte de projeto,
considerando a bitola mínima recomendada para o condutor tronco em função da
ampacidade, de acordo com a tabela 12.
Importante:
- Na elaboração do projeto, deve-se atentar para os critérios relativos à máxima
queda de tensão admissível, levando-se em conta o crescimento vegetativo para o local.
- No dimensionamento elétrico deve-se considerar que o atendimento ao
crescimento da carga será feito procurando-se esgotar a capacidade de corrente dos
condutores e a máxima queda de tensão permitida.
9.3.5 - Queda de tensão
Queda de tensão secundária é a queda compreendida entre os bornes secundários
do transformador de distribuição e o ponto de maior valor distância x corrente, conforme
desenhos 07 e 08.
O horizonte de projeto deverá ser de 12 anos e os valores das máximas quedas de
tensão no final deste horizonte limita-se a:
- Rede secundária monofásica: 3 %
- Rede secundária bifásica: 3 %
- Rede secundária trifásica: 3 %
Para o cálculo de queda de tensão deve ser usado o formulário constante na tabela
34. No cálculo de circuitos ou trechos em anel não é necessário que as quedas de tensão
no ponto escolhido para abertura sejam iguais, bastando que ambas sejam inferiores aos
máximos permitidos.
Os coeficientes de queda de tensão a serem empregados são os constantes nas
tabelas 31, 32 e 33.
9.3.6 - Reformas/melhoramentos e Reforço
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Ao elaborar projetos de reformas/melhoramentos e reforço, deve-se analisar uma
área representativa, de forma a se otimizar o dimensionamento dos circuitos, mediante o
aproveitamento da potência disponível em transformadores. Isso deve ser feito analisando
não só os circuitos em questão, mas também os adjacentes, os adjacentes aos adjacentes
e assim sucessivamente, até que mediante remanejamento de carga entre circuitos, troca
e/ou deslocamento de transformadores e divisão de circuitos, se consiga atender toda uma
área dentro dos critérios técnicos - econômicos mais adequados, conforme estabelecido
nessa norma.
9.3.7 - Equilíbrio de fases
No processo de cálculo elétrico utilizado para fins de projeto de redes secundárias, a
carga deve ser considerada como equilibrada.
Aplicável a qualquer tipo de projeto (reforma/ melhoramento, extensão ou rede nova),
o estudo do balanceamento de fases no secundário de cada transformador deve ser
efetuado, uma vez que o desequilíbrio sensível de cargas provoca queda de tensão elevada
na fase mais carregada e o aparecimento de altas correntes no neutro, sobrecarregando
condutores e transformadores.
Para avaliar a influência do desequilíbrio de fases é utilizado como indicador, o índice
de desequilíbrio determinado pela expressão:
100
||%M
MF
I
IIId
3
CBA
M
IIII
IM = Corrente média das fases. IF = Corrente da fase. Id %= Índice de desequilíbrio por fase.
Se Id% de pelo menos uma das fases for maior que 15%, deverá ser feito estudo de
remanejamento dos consumidores monofásicos ou bifásicos, bem como os ramais da rede
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de distribuição monofásicos ou bifásicos, procurando-se eliminar o desequilíbrio nos bornes
secundários do transformador. Apesar de se procurar equilibrar as cargas entre as fases,
os resultados desse balanceamento devem ser periodicamente aferidos através de
medições posteriores dos circuitos.
Critérios de projeto
Nos projetos de modificações, reformas/melhoramentos e reforço, quando o
desequilíbrio verificado for superior ao valor máximo permissível, deve ser previsto o
correspondente equilíbrio, discriminando-se as fases de cada ramal de ligação. Também
devem ser seguidos os seguintes procedimentos:
Remanejamento de cargas para circuitos adjacentes;
Remanejamento de transformadores, substituindo os sobrecarregados pelos
subcarregados, realizando isto, sempre que possível, dentro da mesma localidade.
Para os projetos de redes novas e extensões de rede, os eletricistas devem ser
orientados para procurarem distribuir convenientemente as fases nas novas ligações.
Especificar as fases, nos dois trechos, quando derivar uma rede com número de
fases menor que o da rede principal.
Preferencialmente deve-se projetar a posteação no lado oposto ao da arborização.
9.3.8 - Iluminação Pública
A responsabilidade sobre a Iluminação Pública é sempre da Prefeitura Municipal,
para projetos elétricos e execuções deve-se consultar a concessionaria.
9.3.10 - Iluminação Interna de condomínios
Para projetos elétricos e execuções deve-se consultar a concessionaria.
9.3.11 - Miscelânea
Conexões
Nas redes secundárias serão utilizados os conectores Tipo Perfuração para os
condutores fase dos ramais de ligação e rede de BT e conector Tipo Cunha para o condutor
neutro dos ramais de ligação.
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Nas conexões de neutro da rede serão utilizados conectores a compressão Tipo H
na Energisa Nova Friburgo e na Energisa Minas Gerais e conectores Tipo Cunha na
Energisa Tocantins, Energisa Mato Grosso do Sul, Energisa Mato Grosso, Energisa Sul
Sudeste, Energisa Borborema, Energisa Sergipe e Energisa Paraíba.
Nas saídas dos transformadores, as conexões à rede secundária serão feitas através
de terminais à compressão ligados diretamente às buchas do transformador, conforme
NDU-004.
Na Energisa Tocantins, os cabos de saída do secundário do transformador para
conexão com a rede secundária isolada, devem ser de cobre isolado para 0,6/1kV, com
bitola de 95mm² para transformadores trifásicos e de 50mm² para transformadores
monofásicos, conforme mostrado na NDU 004.
Deixar uma sobra nos cabos de saída do secundário do transformador para
instalação de aparelhos de medição.
Com o objetivo de evitar a penetração de umidade, comprometendo a isolação do
condutor, todos os pontos de conexão, onde o cabo isolado for aberto, deverão ter sua
isolação recomposta com fita de autofusão + fita isolante.
As conexões dos ramais de serviços deverão ser conforme a tabela 14.
9.4. Previsão de Crescimento de Carga
Em projetos de redes novas, extensões de rede e reformas, é necessário estimar o
crescimento vegetativo da carga, de forma a otimizar o dimensionamento das redes
secundária e primária, bem como do transformador de distribuição.
Os desenhos 06, 07 e 08 apresentam os valores iniciais máximos de carregamento
para transformadores e de queda de tensão para circuitos secundários monofásicos e
trifásicos respectivamente, levando-se em consideração o índice de crescimento vegetativo
da carga e o horizonte de projeto considerado.
Esses gráficos devem ser usados para o dimensionamento dos transformadores e
dos circuitos secundários, sendo necessário ressaltar que, em função do exposto no
primeiro parágrafo deste item, o horizonte de projeto e o crescimento vegetativo adotados
devem ser valores invariavelmente pequenos, ficando sua definição pautada nos aspectos
técnicos e econômicos.
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A escolha do transformador adequado a um determinado circuito deve obedecer aos
seguintes passos:
a) Determinar a demanda atual do circuito conforme o item 7;
b) Definir o índice de crescimento vegetat