ND.22 – Projetos de Redes Aéreas Urbanas de Distribuição de

Transcrição

Projetos de Redes Aéreas Urbanas
de Distribuição de Energia Elétrica
Revisão 05 – 07/2015
NORMA ND.22
ELEKTRO Eletricidade e Serviços S.A.
Diretoria de Operações
Gerência Executiva de Engenharia, Planejamento e Operação
Rua Ary Antenor de Souza, 321 – Jd. Nova América
Campinas – SP
Tel.: (19) 2122-1000
Site: www.elektro.com.br
ND.22
Projetos de Redes Aéreas
Urbanas de Distribuição de
Energia Elétrica
Campinas – SP, 2015
113 páginas
Aprovações
Giancarlo Vassão de Souza
Gerente Executivo de Engenharia, Planejamento
e Operação
Frederico Jacob Candian
Gerente de Expansão e Preservação de Redes
ND.22
Projetos de Redes Aéreas Urbanas de Distribuição
de Energia Elétrica
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ND.22
Elaboração
Clarice Itokazu Oshiro
José Carlos Paccos Caram Junior
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ND.22
À ELEKTRO é reservado o direito de modificar total ou parcialmente o conteúdo desta norma, a qualquer
tempo e sem prévio aviso considerando a constante evolução da técnica, dos materiais e equipamentos
bem como das legislações vigentes.
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ÍNDICE
CONTROLE DE REVISÕES ............................................................................................................... 9
1
OBJETIVO ................................................................................................................................. 11
2
CAMPO DE APLICAÇÃO .......................................................................................................... 11
3
DEFINIÇÕES.............................................................................................................................. 11
4
REFERÊNCIAS NORMATIVAS ................................................................................................. 15
4.1
Normas técnicas brasileiras .................................................................................................. 15
4.2
Normas técnicas da ELEKTRO .............................................................................................. 15
5
CONDIÇÕES GERAIS ............................................................................................................... 16
5.1
Recomendações ..................................................................................................................... 16
5.2
Roteiro para elaboração de projeto ....................................................................................... 16
5.3
Levantamento dos dados preliminares ................................................................................. 17
5.3.1
Características do projeto .................................................................................................. 17
5.3.2
Planejamento básico ........................................................................................................... 17
5.3.3
Planos e projetos existentes .............................................................................................. 17
5.3.4
Mapas e plantas ................................................................................................................... 17
5.4
Levantamento dos dados de carga ....................................................................................... 18
5.4.1
5.5
Projeto de reforma de rede ................................................................................................. 18
Determinação da demanda .................................................................................................... 19
5.5.1
Projeto de reforma de rede ................................................................................................. 19
5.5.1.1 Processo por medição ...................................................................................................... 19
5.5.1.2 Processo estimativo ......................................................................................................... 20
6
CONDIÇÕES E ORIENTAÇÕES ESPECÍFICAS ....................................................................... 21
6.1
Diretrizes para projeto de redes de distribuição .................................................................. 21
6.1.1
Planejamento da rede.......................................................................................................... 21
6.1.2
Rede primária ...................................................................................................................... 21
6.1.2.1 Configuração básica da rede primária ............................................................................. 21
6.1.2.2 Traçado da rede primária.................................................................................................. 23
6.1.2.3 Dimensionamento de condutores da rede primária ....................................................... 23
6.1.2.4 Níveis de tensão ................................................................................................................ 24
6.1.2.5 Carregamento .................................................................................................................... 24
6.1.3
Transformadores ................................................................................................................. 24
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6.1.4
Rede secundária .................................................................................................................. 25
6.1.4.1 Configuração da rede secundária .................................................................................... 25
6.1.4.2 Dimensionamento de condutores da rede secundária ................................................... 25
6.1.5
Locação de postes e viabilidade ........................................................................................ 26
6.1.6
Proteção e seccionamento ................................................................................................. 29
6.1.6.1 Proteção contra sobrecorrentes ...................................................................................... 29
6.1.6.2 Proteção contra sobretensões ......................................................................................... 31
6.1.6.3 Seccionamento e manobra ............................................................................................... 31
6.1.7
Aterramento ......................................................................................................................... 32
6.1.8
Ramal de ligação de consumidor ....................................................................................... 32
6.1.9
Dimensionamento mecânico .............................................................................................. 32
6.1.9.1 Condições ambientais ...................................................................................................... 32
6.1.9.2 Postes ................................................................................................................................ 33
6.1.9.3 Utilização dos postes quanto à resistência mecânica.................................................... 36
6.1.9.4 Escolha do tipo de estrutura ............................................................................................ 37
6.1.9.5 Estaiamento aéreo ............................................................................................................ 37
6.1.9.6 Redução das trações (Tração reduzida) .......................................................................... 38
6.1.10
Recursos especiais do projeto ......................................................................................... 38
6.1.10.1 Correção de níveis de tensão ......................................................................................... 38
6.1.10.2 Compensação de reativos .............................................................................................. 39
6.2
Simbologia .............................................................................................................................. 40
6.3
Atendimento a loteamentos ................................................................................................... 40
6.3.1
6.4
Apresentação do Projeto .................................................................................................... 40
Iluminação pública ................................................................................................................. 41
6.4.1
Diretrizes para elaboração de projeto de iluminação pública .......................................... 41
6.4.2
Projeto de novos pontos de iluminação pública em redes de distribuição existentes .. 41
6.4.3
Projeto de rede de distribuição para atendimento à iluminação pública ........................ 41
6.4.4
Apresentação de projeto de iluminação pública ............................................................... 42
TABELAS ......................................................................................................................................... 43
ANEXOS ........................................................................................................................................... 99
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CONTROLE DE REVISÕES
Revisão
Data
Descrição
03
27-02-2009
Revisão e atualização do documento às diretrizes do SGQ e ao
modelo F-SGQ-010.
05-05-2014
Correção da referência de desenho da base concretada na nota
da Tabela 18.
Subseção 6.1.10.1.7: exclusão da referência da padronização do
relé fotoeletrônico.
Exclusão da Tabela 16, pois a definição do elo fusível deve ser
conforme norma ND.78.
Inclusão dos documentos necessários para apresentação do
projeto de loteamento – subseção 6.2.
07-07-2015
Inclusão da subseção 6.4 sobre Iluminação Pública.
Exclusão da Tabela 8 — Demanda de lâmpada e reator de
iluminação pública e Tabela 9 — Sistemas de comando de
iluminação pública.
Revisão de forma.
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1
OBJETIVO
Esta Norma tem por objetivo estabelecer os critérios básicos para elaboração de projetos de
reformas de Redes Aéreas Urbanas de Distribuição de Energia Elétrica (RDU) com
condutores nus e de iluminação pública, de forma a assegurar boas condições técnicoeconômicas das instalações e a qualidade do serviço de energia elétrica.
2
CAMPO DE APLICAÇÃO
Aplica-se somente aos projetos de reformas de redes de distribuição aéreas secundárias e
primárias na tensão nominal de 13,8 kV, com condutores nus e de iluminação pública, nas
áreas com características urbanas tais como sedes municipais, distritos, vilas e loteamentos.
Esta Norma não se aplica aos projetos de novas redes e extensões de redes de distribuição
executados pela ELEKTRO e loteamentos executados por terceiros que devem obedecer às
diretrizes estabelecidas nas normas ND.25 (para rede secundária isolada) e ND.12 (para
rede primária compacta).
3
DEFINIÇÕES
Para efeito desta Norma, aplicam-se as definições da ABNT NBR 5460, ABNT NBR 15688,
das normas técnicas da ELEKTRO relacionadas em 4.2 e as seguintes.
3.1
sistema de distribuição
parte de um sistema de potência destinada à distribuição de energia elétrica
3.2
distribuição de energia elétrica
transporte de energia elétrica a partir dos pontos onde se considera terminada a transmissão
(ou subtransmissão), até a medição de energia, inclusive
3.3
rede aérea
rede elétrica em que os condutores geralmente nus, ficam elevados em relação ao solo e
afastados de outras superfícies que não os respectivos suportes
3.4
rede de distribuição aérea urbana (RDU)
rede elétrica destinada ao fornecimento de energia em tensão de distribuição e cujo traçado
se desenvolve na área configurada urbana
3.5
rede de distribuição primária
rede elétrica destinada a levar energia de uma subestação de distribuição a transformadores
de distribuição ou a pontos de consumo
3.6
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
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3.7
tronco de alimentador
parte de um alimentador de distribuição que transporta a parcela principal da carga total
3.8
ramal de alimentador
parte de um alimentador de distribuição que se deriva diretamente de um tronco de
alimentador
3.9
rede de distribuição secundária
rede elétrica destinada a levar energia de transformadores de distribuição aos pontos de
consumo
3.10
ramal de ligação
conjunto de condutores e acessórios que liga uma rede de distribuição a uma ou mais
unidades de consumo
3.11
carga instalada
soma das potências nominais dos equipamentos de uma unidade de consumo que, depois
de concluídos os trabalhos de instalação, estão em condições de entrar em funcionamento
3.12
demanda
média das potências elétricas instantâneas solicitadas por consumidor ou concessionária
durante um período especificado
3.13
demanda máxima
maior demanda verificada durante um intervalo de tempo especificado
3.14
demanda diversificada
demanda média de um consumidor de um grupo de consumidores da mesma classe deste
grupo, tomada em conjunto e dividida pelo número de consumidores desta classe
3.15
demanda simultânea
soma das demandas verificadas no mesmo intervalo de tempo especificado
3.16
demanda simultânea máxima
maior das demandas simultâneas registradas durante um intervalo de tempo especificado
3.17
fator de carga
razão de demanda média para a demanda máxima ocorrida no mesmo intervalo de tempo
especificado
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3.18
fator de demanda
razão da demanda máxima num intervalo de tempo especificado, para a carga instalada total
3.19
fator de diversidade
razão da soma das demandas máximas individuais de um conjunto de equipamentos ou
instalações elétricas, para a demanda simultânea máxima ocorrida no mesmo intervalo de
tempo especificado
3.20
fator de coincidência ou de simultaneidade
razão da demanda simultânea máxima de um conjunto de equipamentos ou instalações
elétricas, para a soma das demandas máximas individuais ocorridas no mesmo intervalo de
tempo especificado
3.21
fator de utilização
razão da demanda máxima ocorrida num intervalo de tempo especificado para potência
instalada
3.22
fator de potência
é a razão da energia ativa para a raiz quadrada da soma dos quadrados das energias ativa e
reativa, num mesmo intervalo de tempo especificado
3.23
queda de tensão
diferença entre as tensões elétricas existentes entre dois pontos de um circuito elétrico
observado num mesmo instante
3.24
fator de correção sazonal
fator de correção da demanda máxima medida dos consumidores residenciais e comerciais,
com o objetivo de se excluir a possibilidade de que a demanda medida não corresponda à
ponta máxima do ano
3.25
kVAT (kVA-térmico)
potência limite de carregamento do transformador estabelecida em função de suas
características do tipo de curva de carga adotando máximo de 156%
3.26
consumo
quantidade de energia elétrica absorvida em um dado intervalo de tempo
3.27
consumidores de classe baixa ou baixa renda
consumidores de pequeno recurso com modestas possibilidades de utilização de aparelhos
eletrodomésticos
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3.28
consumidores de classe média ou média Renda
consumidores de mediano recurso com possibilidades normais de utilização de aparelhos
eletrodomésticos
3.29
consumidores de classe alta ou alta renda
consumidores de alto recurso possuidores de carga instalada muito significativa
3.30
consumidores de classe extra alta
consumidores de grande recurso possuidores de altíssima carga instalada
3.31
consumidores especiais
consumidores cujas cargas ocasionam flutuações de tensão na rede necessitando, portanto,
de uma análise específica para o dimensionamento elétrico da mesma
3.32
chaves de proteção
dispositivos utilizados com a finalidade básica de proteção dos circuitos primários de
distribuição ou de equipamentos neles instalados, desligando automaticamente os circuitos
ou equipamentos que estejam sob condições de defeito ou sob tensão ou correntes
anormais
3.33
chaves de manobra
dispositivos utilizados 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.
3.34
chave-fusível de distribuição
dispositivo com função principal de proteger ou isolar automaticamente parte da rede,
baseado em princípio térmico, através de sobreaquecimento e fusão de um elo condutor
fusível quando atingido o limite de corrente preestabelecido
3.35
seccionador unipolar tipo faca
dispositivo com função principal de permitir conexão ou desconexão de parte da rede nas
manobras por ocasião das operações de fluxo de carga, de manutenção, de reforma ou de
construção, pelo fechamento ou abertura de um componente em forma de barra metálica
basculante condutora, e operado mecanicamente com auxílio de vara de manobra
3.36
iluminação pública
fornecimento de energia elétrica para iluminação de ruas, praças, avenidas, túneis,
passagens subterrâneas, jardins, vias, estradas, passarelas, abrigos de usuários de
transportes coletivos, e outros logradouros de domínio público ou por esta delegada
mediante concessão ou autorização, incluindo o fornecimento destinado à iluminação de
monumentos, fachadas, fontes luminosas e obras de arte de valor histórico, cultural ou
ambiental, localizadas em áreas públicas e definidas por meio de legislação específica,
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excluído o fornecimento de energia elétrica que tenha por objetivo qualquer forma de
propaganda ou publicidade, situada no município contratante
3.37
projetos de reforma de rede
são aqueles que visam à substituição de materiais e equipamentos danificados e ou
introduzir alterações na rede existente para adequá-la às necessidades de crescimento da
carga ou às modificações físicas do local (alargamento de rua, garagens, rede de esgotos
etc.)
3.38
projetos de redes novas
são aqueles que visam à implantação do sistema de distribuição aérea necessário ao
atendimento de uma determinada área, onde não exista rede de distribuição
3.39
projetos de extensões de redes
são aqueles necessários a (expansão) da rede de distribuição aérea destinada a atender
novos consumidores
4
REFERÊNCIAS NORMATIVAS
4.1 Normas técnicas brasileiras
ABNT NBR 5101, Iluminação pública
ABNT NBR 5118, Fios de alumínio 1350 nus, de seção circular, para fins elétricos
ABNT NBR 5460, Sistemas elétricos de potência – Terminologia
ABNT NBR 8158, Ferragens eletrotécnicas para redes aéreas de distribuição de energia
elétrica — Especificação
ABNT NBR 8159, Ferragens eletrotécnicas para redes aéreas de distribuição de energia
elétrica — Padronização
ABNT NBR 15129, Luminárias para iluminação pública — Requisitos particulares
ABNT NBR 15688, Redes de distribuição aérea de energia elétrica com condutores nus
4.2 Normas técnicas da ELEKTRO
ND.01, Materiais e equipamentos para redes aéreas de distribuição de energia elétrica –
Padronização
ND.02, Estruturas para redes aéreas urbanas de distribuição de energia elétrica –
Padronização
ND.06, Materiais e equipamentos para redes aéreas isoladas de distribuição de energia
elétrica – Padronização
ND.07, Estruturas para redes aéreas isoladas de distribuição de energia elétrica –
Padronização
ND.09, Materiais em liga de alumínio para redes aéreas de distribuição de energia elétrica –
Padronização
ND.10, Fornecimento de energia elétrica em tensão secundária a edificações individuais
ND.12, Redes protegidas compactas – Critérios para projetos e padronização de estruturas
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ND.13, Padronização de estruturas e critérios para utilização de postes de concreto duplo T
em redes urbanas
ND.20, Fornecimento de energia em tensão primária de distribuição de energia elétrica
ND.25, Projetos de redes aéreas isoladas e protegidas de distribuição de energia elétrica –
Norma
ND.26, Fornecimento de energia elétrica a edifícios de uso coletivo e medição agrupada
ND.40, Simbologia para projetos de redes urbanas e rurais de distribuição de energia
elétrica
ND.46, Critérios para projetos e construção de redes subterrâneas em condomínios
ND.78, Proteção de redes aéreas de distribuição
5
CONDIÇÕES GERAIS
5.1 Recomendações
Na elaboração dos projetos devem ser observados os critérios e as especificações
relacionados a seguir a fim de garantir um bom desempenho do sistema de distribuição de
energia elétrica e minimizar os riscos de acidentes:
previsão de carga e dimensionamento de circuitos primários e secundários;
traçado de alimentadores e circuitos secundários;
afastamentos ou distâncias mínimas;
proteção e manobra;
escolha de estruturas, locação e estaiamento;
áreas arborizadas e condições de acesso a construção, operação e manutenção do
sistema elétrico.
―
―
―
―
―
―
Além disso, deve ser observada a necessidade de uma maior segurança na utilização de
materiais, equipamentos e proteção do pessoal da empresa envolvido nos trabalhos bem
como da população atendida.
5.2 Roteiro para elaboração de projeto
O projeto de reforma da rede área urbana compreende, basicamente, as seguintes etapas:
•
Levantamento dos dados preliminares
―
―
―
―
características de projeto;
planejamento básico;
planos e projetos existentes;
mapas e plantas.
Levantamento dos dados de carga
•
―
―
•
―
―
―
―
levantamento da carga;
determinação da demanda.
Diretrizes para projeto
rede primária;
transformadores etc.
rede secundária;
proteção e seccionamento;
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―
―
locação e viabilidade de campo;
dimensionamento mecânico;
―
iluminação pública.
No caso de projetos de redes aéreas urbanas elaborados pela ELEKTRO, a determinação
da demanda e os cálculos elétricos necessários ao projeto de rede primária e secundária
devem ser obtidos do sistema técnico da ELEKTRO.
5.3 Levantamento dos dados preliminares
5.3.1 Características do projeto
Consiste na determinação do tipo de projeto a ser desenvolvido, considerando-se:
―
―
―
área a ser abrangida pelo projeto;
estado atual da rede;
causas de origem e/ou finalidade de sua aplicação.
5.3.2 Planejamento básico
Os projetos devem atender a um planejamento básico, possibilitando um desenvolvimento
contínuo e uniforme da rede, dentro da expectativa de crescimento de cada localidade.
Em áreas onde haja necessidade de implantação de redes novas, o planejamento básico
deve ser efetuado através de análise das condições locais, tais como: grau de urbanização
das ruas, dimensões dos lotes e tipos de loteamento, considerando-se ainda, as tendências
regionais e áreas com características semelhantes onde são conhecidas as taxas de
crescimento e dados de cargas.
Nos casos de reforma ou extensão de redes, deve ser feita uma análise do sistema elétrico
disponível, sendo o projeto elaborado de acordo com o planejamento existente para a área
em estudo.
5.3.3 Planos e projetos existentes
Devem ser verificados os projetos anteriormente elaborados e ainda não executados,
abrangidos pela área em estudo, que servirão de subsídios ao projeto atual.
5.3.4 Mapas e plantas
Devem ser obtidas as plantas, atualizadas, da área em estudo na escala de 1:5 000 e
1:1 000, para o planejamento do circuito primário e secundário, respectivamente, devendo
conter os seguintes dados:
a) Plantas de rede primária
logradouros (ruas, praças, avenidas etc.), rodovias e ferrovias;
túneis, pontes e viadutos;
situação física da rua;
acidentes topográficos e obstáculos mais destacados, que podem influenciar na
escolha do melhor traçado da rede;
― detalhes da rede de distribuição existente, omo, condutores (tipo e bitola),
transformadores (número de fases e potência) etc.;
― indicação das linhas de transmissão e das redes particulares com as respectivas
tensões nominais;
― diagrama unifilar da rede primária, incluindo condutores, dispositivos e proteção,
manobra etc.
―
―
―
―
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b) Plantas de rede secundária
logradouros (ruas, praças, avenidas etc.), rodovias e ferrovias;
túneis, pontes e viadutos;
indicação de edificações e respectivas numerações;
situação física da rua e benfeitorias existentes;
acidentes topográficos e obstáculos mais destacados, que podem influenciar na
escolha do melhor traçado de rede;
― detalhes da rede de distribuição existente, como posteação (tipo, altura, resistência),
condutores (tipo e bitola), transformadores (número de fases e potência), iluminação pública
(tipo e potência de lâmpada), ramais de ligação;
― indicação das linhas de transmissão e redes particulares com as respectivas tensões
nominais;
― redes de telecomunicações existentes com respectivos esforços.
―
―
―
―
―
5.4 Levantamento dos dados de carga
Consiste no levantamento de dados de carga dos consumidores abrangidos pela área em
estudo. Esses dados devem ser obtidos por meio sistema técnico da ELEKTRO.
Caso essas áreas não possuam ainda informações atualizadas, podem ser utilizados os
dados obtidos de áreas de características semelhantes.
Eventualmente, quando necessário, estas informações
complementadas pelos levantamentos no campo.
devem
ser
obtidas
ou
5.4.1 Projeto de reforma de rede
a) Consumidores ligados em tensão primária de distribuição
Localizar em planta todos os consumidores ligados em tensão primária de distribuição. Ex.:
hospitais, indústrias, escolas etc.
Anotar os seguintes dados:
natureza da atividade;
horário de funcionamento, indicando período de carga máxima e sazonalidade, caso
exista;
― carga total, caso não haja medição de demanda, e capacidade instalada;
― verificar, na área do projeto, as possibilidades de novas ligações em AT, ou acréscimo
de carga.
―
―
b) Consumidores ligados em tensão secundária de distribuição
― localizar os consumidores residenciais anotando em planta o tipo de ligação
(monofásico, bifásico ou trifásico).
― localizar em planta todos os consumidores não residenciais, indicando-se a carga total
instalada e seu horário de funcionamento. Ex. oficinas, panificadoras etc.
― os consumidores não residenciais com pequena carga que podem ser tratados como
residenciais. Ex.: pequenos bares, lojas etc.
NOTA No caso de edifícios de uso coletivo, verificar e anotar o número de unidades e a
área de cada apartamento, verificando a existência de cargas especiais (ar condicionado,
aquecimento central, fogão elétrico) indicando o número de aparelhos e as suas potências.
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c) Consumidores especiais
Para os consumidores especiais devem ser anotados o horário de funcionamento e a carga
instalada, observando a existência de aparelhos que possam ocasionar flutuações de tensão
na rede (raios X, máquina de solda a transformador, máquinas de solda a resistência, fornos
de indução, equipamentos de eletrólise, motores etc.).
Para elaboração do estudo de viabilidade de ligação de cargas especiais nas redes de
distribuição devem ser consultadas as normas específicas.
d) Iluminação pública
Indicar na planta o tipo de iluminação existente (VM, VS etc.), anotando a potência das
lâmpadas instaladas e sistema de comando.
5.5 Determinação da demanda
5.5.1 Projeto de reforma de rede
5.5.1.1 Processo por medição
a) Rede primária
Pelo processo de medição, indicado abaixo, deve ser obtido o perfil da carga do alimentador
diretamente das medições simultâneas de seu tronco e ramais, observando-se sempre a
coincidência com as demandas das ligações existentes em tensão primária. Confrontandose esses resultados das medições com as respectivas cargas instaladas são obtidos fatores
de demanda típicos que podem ser utilizados como recurso na determinação de demandas
por estimativa.
Para os alimentadores e ramais, as medições devem ser efetuadas com a rede operando
em sua configuração normal, em dia de carga típica, por um período mínimo de 24 h.
― Tronco de alimentadores
A determinação da demanda máxima de alimentadores, basicamente, é feita por meio de
relatório de acompanhamento da subestação de distribuição.
Na impossibilidade de obter a demanda máxima pelos relatórios de acompanhamento,
devem ser feitas medições na saída do alimentador em estudo na subestação.
― Ramais de alimentadores
Para determinação da demanda máxima dos ramais de alimentadores, devem ser instalados
aparelhos indicadores de corrente máxima no início do ramal.
― Consumidores ligados em tensão primária
Deve ser feita verificação da demanda máxima do consumidor pelas leituras no medidor de
demanda, considerando, ainda, previsão de aumento de carga, se houver.
― Edificações de uso coletivo
No caso de prédio de uso coletivo deve ser instalado aparelho indicador de corrente máxima
ou registradores no ramal de ligação do mesmo, durante 24 h, no mínimo.
b) Rede secundária
A determinação das demandas para efeito de dimensionamento de rede secundária é
baseada em medições de uma amostragem de transformadores (em geral 30% a 50%) da
área em estudo que, em função do número de consumidores, determinarão o kVA médio,
salvo em áreas de características muito heterogêneas.
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― Transformadores
Devem ser efetuadas simultaneamente as seguintes medições na saída do transformador:
• medição gráfica de tensão (uma fase x neutro) no borne do transformador e no ponto
mais desfavorável;
• medição gráfica de corrente de uma fase;
• medição do valor de máxima corrente nas demais fases.
O valor máximo de demanda de cada transformador é calculado, multiplicando-se a soma
dos valores máximos de corrente de cada fase, pelo valor de tensão na hora de demanda
máxima.
Em áreas sujeitas a grandes variações de demanda, devido à sazonalidade, como por
exemplo, as áreas de veraneio, as medições de transformadores devem ser efetuadas no
período suposto de máxima demanda.
Na impossibilidade de se efetuar medições nesse período, deve ser adotado um fator de
majoração que dependerá de informações disponíveis na região a respeito do
comportamento de demanda na área do projeto.
Para circuitos com cargas homogêneas as medições podem ser feitas com aparelhos
instantâneos indicadores de máxima corrente em horário provável de demanda máxima.
― Consumidores
Adotar a rotina a seguir:
• subtrair da demanda máxima do transformador a demanda (coincidente com a ponta do
transformador) dos consumidores não residenciais. Dividir o valor obtido acima pelo número
de consumidores residenciais, obtendo-se assim, a demanda individual diversificada
(kVA/Consumidor) dos consumidores residenciais, conforme exemplo do Anexo B.
• quando o transformador de distribuição alimentar áreas de características heterogêneas
(ex.: favelas, prédios de apartamentos), devem ser efetuadas medições distintas que
caracterizem as respectivas cargas. Para a determinação da demanda total do circuito a ser
projetado deve ser observada a tendência de ocupação dos lotes vagos.
• devem ser tratados, à parte, consumidores não residenciais que apresentem demandas
significativas (ex.: oficinas, serrarias etc.).
• a demanda máxima desses consumidores deve ser determinada por meio de medição,
procurando-se determinar a simultaneidade de funcionamento dos equipamentos.
• os demais consumidores não residenciais (ex.: pequenos bares e lojas etc.) podem ser
tratados como consumidores residenciais.
• as cargas devidas à iluminação pública, ligadas no circuito, já estão computadas
automaticamente.
5.5.1.2 Processo estimativo
a) Rede primária
― Tronco de alimentadores
No caso de reforma de rede, o processo estimativo não se aplica ao tronco de
alimentadores. Neste caso, a determinação da demanda é sempre feita através de relatórios
de acompanhamento ou medição.
― Ramais de alimentador
A estimativa da demanda máxima de ramais da rede primária pode ser feita através da
demanda máxima em confronto com a capacidade das cargas dos transformadores
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instalados ao longo do mesmo.
Deve ser analisada sempre a simultaneidade de funcionamento das cargas dos
consumidores ligados na rede primária.
b) Rede secundária
― Consumidores residenciais
Para estimativa da demanda de consumidores residenciais podem ser adotados os valores
de demanda diversificada obtidos de redes existentes em áreas de características
semelhantes. Podem ser utilizados, também, os valores de demanda diversificada
(kVA/consumidor) obtidos pela Tabela 1, correlacionado a quantidade de consumidores e a
característica da área em estudo (baixo, médio, alto e extra alto).
No caso de edifícios de uso coletivo a Elektro deverá calcular a demanda a Instrução de
Trabalho I-ENG-053 e fornecer o valor para o dimensionamento da rede.
― Consumidores não residenciais
Para consumidores não residenciais deve ser levantada a carga total instalada ou prevista
para esses consumidores, em kVA (kW), e aplicado o fator de demanda conforme a
categoria do estabelecimento (Tabela 2 e Tabela 3) e o fator de coincidência para grupo de
consumidores (Tabela 4).
A determinação da potência absorvida da rede em kVA, para motores, deve ser calculada
conforme a Tabela 6 (motores monofásicos) e Tabela 7 (motores trifásicos).
Deve ser verificado se a demanda estimada refere-se ao período diurno ou noturno; os
condutores e os transformadores são dimensionados considerando os dois períodos.
Exemplo de cálculo de demanda para motores (potência absorvida de rede) pode ser
observado no Anexo C.
― Iluminação pública
A demanda estimada para iluminação pública é calculada somando-se a potência total das
lâmpadas às perdas dos reatores, em kVA.
Os valores das perdas dos reatores devem atender às normas da ABNT pertinentes e
legislações vigentes.
6
CONDIÇÕES E ORIENTAÇÕES ESPECÍFICAS
6.1 Diretrizes para projeto de redes de distribuição
6.1.1 Planejamento da rede
O planejamento, sendo a etapa mais abrangente do projeto, deve ser objeto de estudos
projetados para, no mínimo, 10 (dez) anos.
Em casos de áreas com evidências de tendência a mudança de ocupação do solo, devem
ser previstas etapas de recursos técnicos apropriados na transformação racional do
planejamento, em algum período, múltiplo de cinco anos, como no caso de crescimento
acentuado da densidade de carga.
Nos planejamentos sempre devem ser almejadas as metas de segurança, economia,
continuidade e qualidade de energia, escopos esses perenes de todas as fases do projeto.
6.1.2 Rede primária
6.1.2.1 Configuração básica da rede primária
A configuração da rede primária é definida em função do grau de confiabilidade a ser
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ND.22
adotado em um projeto de rede de distribuição urbana, compatibilizando-o com a
importância da carga ou da localidade a ser atendida.
Podem ser utilizadas as seguintes configurações para o sistema aéreo primário:
a) Radial simples
Os sistemas radiais simples devem ser utilizados em áreas de baixa densidade de carga,
nas quais os circuitos tomam direções distintas, face às próprias características de
distribuição da carga, tornando antieconômico o estabelecimento de pontos de interligação.
R
Figura 1 — configuração radial simples
b) Radial com recurso
Os sistemas radiais com recursos devem ser utilizados em áreas que demandem maiores
densidades de carga ou requeiram maior grau de confiabilidade devido às suas
particularidades (hospitais, cargas sensíveis etc.).
R
N.A.
N.A.
R
Figura 2 — configuração radial com recurso
Este sistema caracteriza-se pelos seguintes aspectos:
― existência de interligações normalmente abertas, entre alimentadores adjacentes da
mesma ou de subestações diferentes;
― ser projetado de forma que exista certa reserva de capacidade em cada circuito, para a
absorção de carga de outro circuito na eventualidade de defeito;
― limita o número de consumidores interrompidos por defeitos e diminui o tempo de
interrupção em relação ao sistema radial simples.
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6.1.2.2 Traçado da rede primária
a) Tronco de alimentadores
O traçado deve obedecer às seguintes diretrizes básicas:
― procurar sempre utilizar arruamentos já definidos e o traçado aprovado pela Prefeitura,
sempre que possível onde existam guias colocadas, evitando ângulos e curvas
desnecessárias;
― acompanhar a distribuição das cargas (com suas previsões);
― procurar equilibrar as demandas entre os alimentadores;
― procurar atribuir a cada alimentador, áreas de dimensões semelhantes evitando, sempre
que possível, trechos paralelos na mesma rua ou circuitos duplos;
― obedecer à sequência de fases desde a Subestação;
― sendo necessário mais de um alimentador, deve ser prevista a interligação dos mesmos
para manobras de emergência, através de seccionadores que permitam a transferência de
carga de um para outro;
― o posicionamento de interligação e chaveamento de alimentadores deve ser de tal forma
que favoreça a confiabilidade dos consumidores especiais, tais como, hospitais, torres
repetidoras, bombas d’águas, laticínios etc.;
― para os arruamentos onde há previsão de rede primária, a posteação da rede
secundária deve ser dimensionada de modo a permitir a sua futura implantação;
― partindo-se do princípio de que ao alimentador cabe a função de suprir as cargas
através de seus ramais, deve-se portanto evitar a instalação de transformadores de
distribuição no tronco.
b) Ramais de alimentadores
No traçado deve-se obedecer aos seguintes critérios:
― os ramais devem ser, sempre que possível, dirigidos em sentido paralelo uns aos outros,
orientados de maneira a favorecer a expansão prevista para o bairro por eles alimentados;
― deve ser levada em consideração a posição da fonte de energia no sentido de se seguir
o caminho mais curto;
― devem ser planejados evitando-se voltas desnecessárias.
6.1.2.3 Dimensionamento de condutores da rede primária
As bitolas e capacidades térmicas dos condutores a utilizados nas redes primárias de
distribuição estão apresentadas na Tabela 8.
O dimensionamento dos condutores deve ser efetuado observando-se a queda de tensão
máxima permitida, perdas e capacidade térmica dos condutores conforme Tabela 8 e Tabela
9.
Entende-se como queda de tensão máxima na rede primária, a diferença de tensão
compreendida entre o barramento da subestação e o ponto mais desfavorável onde se situa
um transformador de distribuição ou um consumidor primário.
Para o cálculo de queda de tensão podem ser utilizados os coeficiente de queda de tensão
primária (%/MVA x km) da Tabela 9.
Para cálculo elétrico na rede primária pode ser utilizado qualquer método de simulação de
rede em vigor na empresa.
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Com base no traçado previsto para a rede primária, na bitola dos condutores a serem
utilizados e na evolução da estimativa da carga, é realizada a simulação para um período
mínimo de cinco anos, de modo a verificar se as condições de fornecimento estão em
consonância com os parâmetros considerados satisfatórios pela ELEKTRO conforme 6.1.2.4
e 6.1.2.5.
6.1.2.4 Níveis de tensão
Em qualquer situação, os níveis de tensão ao longo da rede primária devem estar de acordo
com os valores estabelecidos nas legislações vigentes.
6.1.2.5 Carregamento
O carregamento de alimentadores é função da configuração do sistema (radial ou radial com
recursos), que implicará ou não numa disponibilidade de reserva para absorção de carga por
ocasião das manobras e situações de emergência. Para os alimentadores interligáveis o
carregamento máximo deve situar-se entre 50% e 70% da capacidade térmica dos
condutores.
Como critério orientativo, é recomendado os seguintes números de alimentadores para as
cargas especificadas por localidades.
― até 1 000 kVA - 1 alimentador;
― de 1 000 kVA a 3 000 kVA - 2 alimentadores;
― de 3 000 kVA a 10 000 kVA - 3 alimentadores.
Para os valores de demanda superiores aos indicados, considerando que uma subestação é
projetada para uma potência final de transformação de 50/60 MVA (2 transformadores de
25/30 MVA) e 10 saídas de alimentadores, considerar em média 5 000 kVA por alimentador.
6.1.3 Transformadores
São trifásicos na classe de tensão de 15 kV com primário em triângulo e secundário em
estrela com neutro acessível, nas potências nominais de 30 kVA, 45 kVA, 75 kVA,
112,5 kVA, 150 kVA, 225 kVA e 300 kVA, e relações de tensões previstas para as seguintes
ligações: primária em 13 800/13 200/12 600 V e secundária em 220/127 V ou 380/220 V
para parte da cidade de São João da Boa Vista.
A utilização dos transformadores de 150 kVA, 225 kVA e 300 kVA somente se justifica
quando a concentração de carga próximo ao poste do transformador é muito elevada, como
no atendimento a edifícios de uso coletivo através da rede secundária.
Em casos gerais de cargas distribuídas aproximadamente homogêneas, devem-se sempre
preferir transformadores menores e redes mais leves.
Os transformadores devem ser dimensionados de tal forma a minimizar os custos anuais de
investimentos iniciais, substituição e perdas, dentro do horizonte do projeto.
Os transformadores devem ser dimensionados em função do crescimento da carga,
projetando-se que, em um período aproximado de três anos deva atingir um carregamento
em torno de 100% do kVAT. Caso o transformador atenda somente a iluminação pública, o
carregamento deve situar-se em torno de 100% do kVA nominal.
O carregamento máximo dos transformadores é estabelecido pelo sistema técnico da
ELEKTRO.
As instalações de transformadores devem atender aos seguintes requisitos básicos:
― localizá-lo tanto quanto possível no centro de carga;
― localizá-lo próximo às cargas concentradas, principalmente as que ocasionam flutuação
de tensão;
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― localizá-lo de forma que as futuras relocações sejam minimizadas.
Para a interligação dos bornes secundário do transformador e o barramento da rede
secundária devem ser utilizados cabos de cobre isolados dimensionados conforme a Tabela
14.
No dimensionamento dos transformadores, deve ser levado em consideração, também, o
modo de carregamento dos mesmos, que é função das peculiaridades da demanda diurna e
noturna, e da diversidade das condições climáticas regionais.
Os transformadores de 15 kVA podem ser utilizados em situações específicas e desde que
sejam atendidos os critérios de projetos estabelecidos pela ELEKTRO.
6.1.4 Rede secundária
6.1.4.1 Configuração da rede secundária
Sempre que possível, são adotados circuitos típicos de acordo com as combinações das
bitolas dos condutores apresentados no Anexo D.
Essas configurações permitem o atendimento em 220/127 V de toda gama de densidades
de carga característica de rede de distribuição aérea.
A adoção de um determinado circuito típico é função da densidade de carga inicial, taxa de
crescimento e da configuração do arruamento. Em cada projeto individualmente
considerado, torna-se, na maioria dos casos, difícil a aplicação dos circuitos típicos
caracterizados. Entretanto, essas configurações devem ser gradativamente atendidas à
medida que a integração desses projetos individuais o permita, e isto pode ser alcançado
através de um planejamento orientado para as pequenas extensões.
Em nenhum caso pode haver rede secundária distante mais de 350 m do transformador e,
por questões de segurança, não é permitida a instalação de dois circuitos secundários na
mesma posteação.
6.1.4.2 Dimensionamento de condutores da rede secundária
6.1.4.2.1 Critérios gerais
A rede secundária deve ser dimensionada de tal forma a minimizar os custos anuais de
investimento inicial, ampliações, modificações e perdas dentro do horizonte do projeto,
normalmente de cinco anos.
O número de fases deve se restringir ao mínimo necessário com base na previsão de carga,
ficando a complementação do mesmo destinada a atender futuros aumentos de carga,
conseguindo-se desta forma, um projeto mais econômico.
Para o cálculo do crescimento da demanda devem ser aplicados fatores multiplicativos da
Tabela 5, em função do índice anual de crescimento e o tempo considerado.
No dimensionamento elétrico deve-se considerar que o atendimento ao crescimento da
carga é feito procurando-se esgotar a capacidade da rede, observando-se o limite de queda
de tensão de 5,0% (final), e também os limites de capacidade térmica dos condutores,
conforme Tabela 10.
A rede secundária deve ser dimensionada para atender os critérios acima, com a
configuração inicial do circuito, a evolução da carga até o 5º ano, quando pode ser prevista
uma subdivisão do circuito. Na nova configuração, a rede secundária deve atender a
evolução da carga até o 10º ano, no mínimo.
No cálculo elétrico dos projetos de redes secundárias devem ser utilizados os coeficientes
de queda de tensão (%/kVA x 100 m) indicados na Tabela 11, Tabela 12 e Tabela 13, de
acordo com a configuração da rede existente ou projetada, sendo a carga sempre
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considerada equilibrada ou igualmente distribuída pelos circuitos monofásicos existentes.
Apesar de se procurar equilibrar as cargas entre as fases, os resultados desse
dimensionamento devem ser periodicamente aferidos através de relatórios emitidos pelo
sistema técnico da ELEKTRO ou medições posteriores dos circuitos, a fim de determinar
possíveis fatores de correção a serem adotados em projetos futuros.
Em qualquer situação, os níveis de tensão ao longo da rede secundária devem estar de
acordo com os valores estabelecidos pelas legislações vigentes. Sendo contatada
transgressão aos valores estabelecidos devem ser propostas adequações na rede.
O cálculo de queda de tensão da rede secundária pode ser feito por meio do sistema técnico
da ELEKTRO ou de acordo com a metodologia do exemplo do Anexo E.
6.1.4.2.2 Projeto de reforma de rede
A rotina a ser seguida no dimensionamento da rede secundária deve atender as etapas a
seguir:
― obter o valor da densidade de carga atual do circuito (kVA/poste), multiplicando o
kVA/consumidor obtido pelo número de consumidores por poste existente nos circuito.
― preparar os esquemas de redes secundárias típicas de acordo com a configuração dos
quarteirões existentes na área do projeto.
― os esquemas devem atender o perfil da tensão adotada para a área com valores
extrapolados para o 10º ano; podendo-se prever a subdivisão do circuito no 5º ano.
― no Anexo D desta Norma são apresentadas as configurações típicas técnicoeconomicamente recomendadas em função da densidade de carga inicial do circuito com a
respectiva taxa de crescimento.
― conferir os resultados obtidos levando-se em conta os consumidores trifásicos de carga
elevada e os de cargas especiais, calculando a queda de tensão do circuito cujo valor para o
10º ano deve atender o perfil de tensão definido em 6.1.2.4.
6.1.5 Locação de postes e viabilidade
6.1.5.1
Definidos os traçados das redes primárias e secundárias e os centros de carga,
devem ser locados em plantas os postes necessários para a sustentação da rede de
distribuição.
6.1.5.2
A correta verificação da viabilidade técnica de execução de um projeto é de
grande importância, pois evita que ocorram imprevistos por ocasião da execução da obra,
provocando modificações no projeto original, com consequente alteração do custo da obra.
6.1.5.3
Para que não haja problemas na construção, a localização dos postes deve ser
feita, sempre que possível, de acordo com as observações feitas no levantamento de campo
e assinaladas em planta, obedecendo aos critérios a seguir:
― manter contatos com órgãos públicos sobre melhoramentos futuros no local;
― não locar postes em frente de entrada de garagem, guias rebaixadas em postos de
gasolina, anúncios luminosos, marquises e sacadas etc.;
― verificar a existência de projetos de redes de telecomunicações e os locais previstos
para instalação de seus equipamentos, assinalando os pontos de interferência com a
mesma;
― evitar interferências com alinhamentos de galerias pluviais, esgotos e redes aéreas ou
subterrâneas de outras concessionárias;
― verificar existência de terminais para derivações de ramais primárias e secundárias;
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ND.22
― verificar as locações prováveis dos transformadores, analisando: facilidade de instalação
e retirada dos equipamentos; operação das chaves-fusíveis a partir de local seguro e livre de
qualquer obstáculo;
― projetar as redes com vãos de 30 a 40 m, sendo o vão básico de 35 m. Nos locais em
que existir somente a rede primária, podem ser projetados vãos de 60 a 80 m, prevendo-se
futuras intercalações de postes;
― procurar locar a posteação, sempre que possível, nas divisas de lotes;
― a fim de transpor marquises, sacadas e anúncios luminosos é recomendado o uso de
afastadores para redes secundárias.
L
― em ruas com até 14 m de largura, os postes devem ser projetados sempre em um só
lado (unilateral), conforme ilustrado na Figura 3, observando-se o alinhamento da rede
existente e a existência ou futura implantação de arborização.
VÃO
BÁSICO
L ≤ 14 m
Figura 3 — posteação unilateral
L
― em ruas com largura superior a 14 m e até 20 m, a posteação deve ser em zigue-zague
(bilateral alternada), conforme Figura 4.
14 m < L ≤ 20 m
VÃO BÁSICO
Figura 4 — posteação bilateral alternada
― em ruas com largura superior a 20 m, recomenda-se utilizar posteação bilateral
simétrica, conforme ilustrado na Figura 5.
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L
ND.22
L > 20 m
VÃO BÁSICO
Figura 5 — posteação bilateral simétrica
― deve-se considerar que nos critérios de posteação acima, interferem, além da largura
das ruas, a existência ou não de canteiro central, implantação de mais de um alimentador,
necessidade de níveis de iluminamento especiais na via pública etc.;
― não instalar postes em esquinas, mesmo em ruas estreitas, podendo usar um par de
postes próximos um do outro em substituição à implantação de um só no vértice da esquina;
― nos cruzamentos aéreos, as distâncias X e Y dos postes à esquina devem,
preferencialmente, ser iguais e estarem situadas entre 6 e 15 m, conforme ilustrado na
Figura 6;
X
Y
Cruzamento aéreo
Figura 6 — localização dos postes em cruzamento de redes
― em ruas sem arborização, implantar a rede nas faces norte e oeste e evitar o lado das
grandes arborizações como praças públicas;
― indicar no projeto os valores das resultantes dos esforços nos postes em ângulo e fim de
rede, conforme exemplo da Figura 7.
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ND.22
B
Exemplo de tabela de
indicação de esforços
A
Tabela de esforços
Poste
Resultante
(daN)
A
606
B
406
Figura 7 — indicação de esforços resultantes
6.1.6 Proteção e seccionamento
Os equipamentos de proteção e seccionamento devem ser convenientemente alocados e
especificados, conforme critérios descritos a seguir:
6.1.6.1
Proteção contra sobrecorrentes
A filosofia, os critérios e as diretrizes para elaboração de estudos de proteção contra
sobrecorrentes, assim como as orientações para seleção e dimensionamento dos
equipamentos para proteção de redes devem ser de acordo com a Norma ND.78.
6.1.6.1.1 Localização dos equipamentos
A aplicação de equipamentos de proteção contra sobrecorrente deve ser condicionada a
uma análise técnico-econômica de alternativas dos esquemas de proteção de cada circuito
de acordo com a Norma ND.78. Em princípio, esses equipamentos devem ser instalados nos
seguintes pontos:
a) Troncos de alimentadores
― próximo à saída de cada circuito da subestação, no caso de dois circuitos protegidos por
um mesmo disjuntor, pode-se utilizar religador ou seccionalizador, levando-se em conta a
coordenação dos mesmos com o disjuntor;
― após cargas, cujas características especiais exijam uma elevada continuidade de
serviço, usando religador ou seccionalizador;
― onde o valor da corrente de curto-circuito mínimo não é suficiente para sensibilizar
dispositivos de proteção de retaguarda, deve-se utilizar religador ou chave-fusível.
b) Ramais de alimentadores
― no início de ramais que alimentam áreas sujeitas a falhas, cuja probabilidade elevada de
interrupções tenha sido constatada através de dados estatísticos, deve-se utilizar religador
ou seccionalizador.
― nos demais casos não abrangidos pelo item acima, usar chave-fusível tanto no ramal
como no sub-ramal.
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ND.22
c) Transformadores
― todos os transformadores devem ser protegidos por chaves-fusíveis, com elos fusíveis
de corrente nominal adequada à potência do transformador, observando-se o item e abaixo.
d) Ramais de consumidores atendidos em tensão primária
― devem ser protegidos por chaves-fusíveis de capacidade adequada, salvo nos casos
onde a proteção é feita por disjuntor localizado na subestação abrigada da unidade
consumidora;
e) Ramais que alimentam apenas um transformador
― desde que a extensão do ramal seja igual ou inferior a 75 m, não tenha nenhum
obstáculo para a visualização das chaves a partir do local do transformador e não tenha
obstáculos à locomoção direta no trecho do transformador até a chave, pode ser instalada a
chave-fusível apenas no início do sub-ramal.
6.1.6.1.2 Critérios para seleção de equipamentos de proteção
Os equipamentos a serem instalados nas RDU devem ter a tensão nominal e o nível básico
de isolamento compatíveis com a classe de tensão do sistema e também atender as demais
condições necessárias em função do seu ponto de instalação.
a) Chaves-fusíveis de distribuição
• Para proteção de redes primárias
― a corrente nominal da chave-fusível deve ser igual ou maior que 150% do valor nominal
do elo fusível a ser instalado no ponto considerado, exceto se existir a possibilidade de
crescimento de carga;
― a capacidade de interrupção, associada ao valor de X/R do circuito, no ponto de
instalação, deve ser, no mínimo, igual à máxima corrente de defeito nesse ponto;
― para possibilitar o desligamento de ramais sem necessidade de prejudicar o
fornecimento a outros consumidores devem ser utilizadas chaves-fusíveis equipadas com
dispositivo para permitir abertura em carga, mediante a utilização do dispositivo para
abertura em carga.
• Para proteção de transformadores de distribuição
As chaves-fusíveis para proteção de transformador de distribuição devem cumprir os
seguintes requisitos:
― operar para curto-circuito no transformador ou na rede secundária, fazendo com que
estes defeitos não tenham repercussão na rede primária;
― o elo fusível deve suportar continuamente, sem fundir, a sobrecarga que o transformador
é capaz de suportar sem prejuízo de sua vida útil;
― os elos fusíveis para a proteção dos transformadores instalados em redes urbanas de
13,8 kV devem ser dimensionado de acordo norma ND.78.
b) Religadores
Os religadores devem ser empregados em derivações de alimentadores sujeitos a defeitos
intermitentes, quando suas correntes de carga e as correntes de curto-circuito fase-terra são
elevadas, de modo a interferir no relé de neutro da subestação, comprometendo a
coordenação.
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ND.22
c) Seccionalizadores
A instalação de seccionalizadores requer que os mesmos só possam ser usados no lado da
carga em série com o religador ou disjuntor, tendo um dispositivo de religamento automático
na retaguarda, no caso do disjuntor.
6.1.6.2
Proteção contra sobretensões
Para proteção das redes e dos equipamentos contra sobretensões de origem atmosférica
devem ser previstas as instalações de para-raios nos seguintes pontos:
a) Transformadores de distribuição
Em todos os transformadores de distribuição.
b) Reguladores de tensão ligados em deIta aberto
Instalar dois jogos de para-raios por fase, sendo um do lado da fonte e outro do lado da
carga, com exceção da fase central, onde deve ser instalado apenas um para-raios.
c) Banco de capacitores
Instalar para-raios em cada fase, do lado da fonte em relação à chave-fusível.
d) Religadores e seccionalizadores
Instalar um conjunto de para-raios em cada lado (fonte e carga), na própria estrutura.
e) Chaves a óleo
Instalar um conjunto de para-raios em cada lado (fonte e carga), na própria estrutura nos
locais em que as mesmas operam normalmente abertas. No caso das chaves normalmente
fechadas deve-se instalar apenas um jogo de para-raios no lado fonte.
f)
Estruturas de transição de modalidades de redes
Instalar um conjunto de para-raios nas estruturas de transição de modalidade de redes
primárias (aérea - protegida compacta; aérea - isolada; aérea - subterrânea).
Nas travessias subterrâneas devem ser instalados para-raios nas estruturas, tanto no ponto
de descida como no ponto de subida do cabo subterrâneo.
g) Entradas primárias subterrâneas
Instalar para-raios na estrutura de descida dos cabos subterrâneos.
Para entradas subterrâneas com extensão acima de 18 m, instalar para-raios no interior da
subestação abrigada junto ao transformador.
6.1.6.3
Seccionamento e manobra
Os equipamentos de seccionamento e manobra a serem utilizados nas redes aéreas de
distribuição são:
― seccionador unipolar tipo faca com dispositivo para abertura sob carga;
― chave-fusível de distribuição com dispositivo para abertura sob carga;
― chave a óleo.
6.1.6.3.1 Localização dos equipamentos de seccionamento
A localização dos equipamentos de seccionamento deve ser escolhida de acordo as
necessidades operacionais da rede e devem ser utilizados em pontos de manobras, visando
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à eliminação da necessidade de desligamento nas subestações para sua abertura, e a
minimização do tempo necessário à realização de uma determinada manobra e do número
de consumidores atingidos por ela.
Devem ser instalados em pontos de fácil acesso para sua operação.
Como casos gerais de pontos onde devem ser instaladas essas chaves, temos:
― pontos de interligação de alimentadores;
― pontos da rede onde são previstas manobras para transferências de cargas, localização
de defeitos ou desligamentos de trechos para serviços de manutenção e construção,
observando-se a não existência de outra chave com dispositivo para abertura em carga,
próximo ao ponto considerado pelo lado da alimentação;
― após os pontos de entrada de consumidores importantes, a fim de preservar
continuidade de serviço por ocasião de manobras;
― pontos no lado da fonte, junto ao início de grandes concentrações de cargas.
6.1.7 Aterramento
a) Os aterramentos dos tanques dos equipamentos especiais, para-raios e secundários de
transformadores devem ser interligados através do neutro, em toda área de distribuição
da cidade (sistema multiaterrado com neutro contínuo).
b) Todos os transformadores na instalados em redes aéreas de distribuição urbana devem
ser aterrados com seis hastes em alinhamento, junto à calçada, independentemente do
valor da resistência de terra local.
c) Todo o final da rede secundária deve ser aterrado com uma haste de aterramento.
d) Deve ser instalada uma haste de aterramento a cada 300 m de rede, quando não houver
nenhum aterramento nesse trecho.
e) Os equipamentos especiais (reguladores, religadores, seccionalizadores, bancos de
capacitores e chaves a óleo), instalados na área urbana, devem possuir aterramentos
dimensionados especificamente para o local.
f)
Deve ser levantada a resistividade do solo e elaborado um projeto, visando obter valores
de resistência economicamente viáveis e dentro dos limites de segurança.
g) Quando a rede urbana tiver até quatro transformadores, os aterramentos dos mesmos
devem ser executados mediante projetos específicos.
6.1.8 Ramal de ligação de consumidor
O ramal de ligação do consumidor atendido em tensão primária pode ser: aéreo com cabos
pré-reunidos (multiplexados), cobertos ou nus ou subterrâneo com cabos isolados.
O ramal de ligação do consumidor atendido em tensão secundária deve ser aéreo com
cabos pré-reunidos (multiplexados) desde que sejam atendidas as condições técnicas e de
segurança.
6.1.9 Dimensionamento mecânico
6.1.9.1
Condições ambientais
Foram adotadas as seguintes condições para dimensionamento mecânico dos cabos e
estruturas que os sustentam:
― Vento máximo: 60 km/h a 15 ºC;
― Pressão do vento em superfícies cilíndricas (cabos e postes circulares):
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2
― p = 0,00471× V
― Pressão do vento em superfícies planas (poste duplo T):
2
― p = 0,00754 × V
Sendo:
― p = pressão do vento, em daN/m2
― V = velocidade do vento, em km/h
― Temperatura 0 ºC a 50 ºC
― Vãos calculados: até 150 m (de 5 m em 5 m);
― Cabos básicos:
• Alumínio: 2 AWG
• Cobre: 25 mm2
― Estado básico 1:
• Temperatura: 0 ºC
• Velocidade do vento: 0 km/h (sem vento)
• Tração horizontal máxima: 15% da tração de ruptura do cabo básico
― Estado básico 2:
• Temperatura:15 ºC
• Velocidade do vento: 60 km/h
• Tração horizontal máxima: 20% da tração de ruptura do cabo básico
6.1.9.1.1 Condutores
a) As seções mínimas dos condutores a serem utilizados nas reformas de redes primárias
existentes com condutores nus, atendidos os requisitos elétricos e mecânicos, são os
seguintes:
― para condutores de cobre: 25 mm2
― para condutores de alumínio: 2 AWG (33,61 mm2).
b) Na Tabela 8 são apresentadas as características dos condutores nus existentes nas
redes primárias.
c) Na Tabela 10 são apresentadas as características dos condutores nus existentes nas
redes secundárias.
d) Na Tabela 22 e Tabela 23 são apresentados os valores de flechas de montagens das
redes para os cabos de alumínio e cobre, respectivamente. Na Tabela 24 a Tabela 32
são apresentados os valores das trações horizontais de montagem para os cabos nus
padronizados para utilização em redes urbanas.
6.1.9.2 Postes
6.1.9.2.1 Comprimento do poste
Os comprimentos dos postes normalmente utilizados são de 9 m, 11 m e 12 m, sendo:
•
•
9 m - somente rede secundária
11 m - para rede primária e secundária ou somente rede primária.
Página 33
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
•
12 m - para instalação de chaves a óleo, transformadores, derivação de ramais
primários, cruzamentos aéreos, saídas de subestações com previsão de circuitos duplos
de alimentadores com cabos pré-reunidos, protegidos, instalação de ramal de entrada
subterrânea, tronco de alimentador quando há previsão de derivação de ramais
primários.
Podem ser utilizados também postes de 14 m e 16 m em casos especiais como em
travessias.
Quando, de acordo com o planejamento, houver previsão futura de extensão da rede
primária, devem ser projetados postes de 11 m, mesmo que inicialmente esteja prevista
somente a extensão da rede secundária.
Postes com previsão de futura instalação de transformadores, chaves, em saídas de
subestações, circuitos duplos etc., devem ser previstos com 12 m e capacidade adequada.
Nos casos de previsão de postes de concreto para instalação de transformadores devem ser
previstos aterramento adequado, conforme 6.1.7.
6.1.9.2.2 Engastamento dos postes
a) Profundidade
A profundidade de engastamento simples é determinada, para qualquer tipo de poste, pela
seguinte expressão:
e = L + 0,60 m
10
Sendo:
L = comprimento do poste, em metros
e = engastamento (mínimo 1,5 m)
b) Tipos de engastamentos
Nas redes de distribuição urbana são utilizados os seguintes tipos de reforços no
engastamento de postes: simples, estai de subsolo e base concretada.
Na Tabela 18 estão indicadas as características dos engastamentos a serem utilizados nas
redes de distribuição urbanas.
6.1.9.2.3 Tipos de postes
Para as redes de distribuição urbana (extensões, melhorias e loteamentos executados pela
ELEKTRO) devem ser utilizados postes de concreto duplo T. Em loteamentos particulares,
as redes podem ser construídas com postes de concreto circulares ou duplo T.
Nos alimentadores em saídas de subestações com previsão de mais de um circuito por
poste, estruturas em ângulos acentuados, derivações etc. que requeiram poste
excessivamente pesado podem ser utilizados postes de concreto circular.
Os postes de concreto circular e duplo T devem ser conforme padronizações constantes na
norma ND.01.
Os postes de concreto de seção circular devem ser conforme a padronização contida na
norma ND.01. Na Tabela 15 são apresentadas as características dos postes de concreto de
seção circular padronizados.
6.1.9.2.4 Cruzetas e estruturas
As cruzetas utilizadas nas redes urbanas são de seção retangular
90 x 112,5 x 2 000 mm. As cruzetas devem ser de acordo com a norma ND.01.
Página 34
de
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
As estruturas para redes urbanas devem ser do tipo M (meio beco) ou B (beco), exceto em
fins de linha, derivações onde não há possibilidade de utilização de estai de cruzeta, em
estruturas de mudança de bitola e em estruturas do poste intermediário entre o vão de
tração normal e o vão de tração reduzida, nos quais devem ser utilizadas estruturas tipo N
(normal).
6.1.9.2.5 Cálculo mecânico
Consiste na determinação dos esforços resultantes aplicados nos postes e identificação dos
meios necessários para absorver estes esforços. O valor da resultante é obtido pela
composição das trações de projeto dos condutores que atuam no poste em todas as
direções e transferidas a 100 mm do topo do poste. As trações de projeto dos condutores
nus padronizados estão indicadas na Tabela 21. A resultante pode ser calculada tanto pelo
método geométrico como pelo método analítico, conforme os métodos a seguir.
a) Método geométrico
R=
F1
F1 +
F2
A tração resultante (R) pode ser obtida pelo método geométrico através da representação
das trações dos condutores (F1 e F2) por dois vetores em escala, de modo que as suas
origens coincidam e construindo um paralelogramo conforme indicado a seguir:
β
α
F2
Figura 8 — método geométrico
R = F1 + F2
Sendo:
R - tração resultante
F1 , F2 - trações de projeto dos condutores
α - ângulo de deflexão da rede
b) Método analítico
De posse dos valores das trações dos condutores que atuam no poste e do ângulo formado
pelos condutores, tem-se:
Página 35
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ND.22
R
F1
β1
β
β2
α
F2
Figura 9 — método analítico
A resultante R pode ser calculada pela seguinte expressão:
R = F12 + F22 + 2 F1. F2 . cos β
Sendo:
R - tração resultante
F1, F2 - trações de projeto dos condutores
β = 180º - α
α - ângulo de deflexão da rede
 F ⋅ senβ 
 F1 ⋅ senβ 
β1 = arcsen  2
 e β2 = arcsen 

R
R




Se as trações F1 e F2 forem de valores iguais, a resultante pode ser
calculada pela seguinte expressão simplificada:
α
R = 2 ⋅ F ⋅ sen
2
6.1.9.3 Utilização dos postes quanto à resistência mecânica
a) Os postes devem ser dimensionados de modo que suportem as trações aplicadas pelos
condutores nele instalados e estarem de acordo com as resistências nominais
padronizadas.
b) Para as configurações de redes recomendadas (somente primária, somente secundária
ou primária e secundária), nas situações de fim de linha e ângulos de deflexão
horizontal, os valores dos esforços resultantes transferidos a 100 mm do topo estão
indicados nas tabelas:
― Rede primária e secundária com cabos de alumínio CA: Tabela 33;
― Rede primária com cabos de alumínio CA e rede secundária isolada: Tabela 35,
― Rede primária e secundária com cabos de cobre: Tabela 37;
― Rede primária com cabos de cobre e rede secundária isolada: Tabela 39.
Também devem ser considerados os esforços resultantes de cabos telefônicos, TV a cabo,
ramais de ligação etc., quando existirem.
c) As resistências nominais mínimas dos postes necessárias para as situações descritas
no item b) são apresentadas nas tabelas:
― Rede primária e secundária com cabos de alumínio CA: Tabela 34;
― Rede primária com cabos de alumínio CA e rede secundária isolada: Tabela 36;
Página 36
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
― Rede primária e secundária com cabos de cobre: Tabela 38;
― Rede primária com cabos de cobre e rede secundária isolada: Tabela 40.
d) Os postes com derivações de redes secundárias e/ou primárias, com cabos de
telecomunicações ou outros tipos de cabos nele instalados devem ser redimensionados
considerando as trações de projeto, ângulos de aplicação e alturas de fixação desses
cabos.
e) Os ramais de ligação cuja soma dos esforços resultantes produzam valor elevado,
também devem ser considerados no dimensionamento do poste. Os valores das trações
dos ramais de ligação são apresentados na Tabela 19 e na Tabela 20.
f)
Os postes para instalação de transformadores devem ter no mínimo as características
apresentadas na Tabela 16 e para instalação de seccionadores devem ser de acordo
com a Tabela 17.
6.1.9.4 Escolha do tipo de estrutura
A escolha das estruturas é em função da bitola dos condutores, do vão, do ângulo de
deflexão horizontal e do espaçamento elétrico, de acordo com a Tabela 41 e Tabela 42.
6.1.9.5 Estaiamento aéreo
São utilizados estaiamentos para se obter a estabilidade de postes ou estruturas sem
equilíbrio, ocasionados por solo excessivamente fraco ou por elevado esforço mecânico
externo, o qual acarreta um momento fletor solicitante também elevado.
Os estaiamentos podem ser efetuados de poste a poste, cruzeta a poste, ou mediante
utilização de poste normal com vão normal (em vez de contra-poste) nos fins da rede, onde
haja probabilidade de futura extensão da mesma, ou ainda através de redução das trações
nos últimos postes.
Em fins de linha secundário, onde não haja previsão de futura extensão, pode ser previsto
estaiamento de contra poste.
Os estaiamentos aéreos utilizados nas redes urbanas devem ser montados de acordo com a
norma ND.02.
a) Estai de cruzeta a poste
Na Tabela 43 e na Tabela 44 são apresentados os esforços atuantes nos estais em função
da bitola dos condutores, considerando a aplicação do estai junto à fase mais afastada do
poste, para a condição menos favorável (rede trifásica com estruturas tipo beco e meio
beco).
Considerando os valores obtidos na Tabela 43 e na Tabela 44 e levando em conta as
resistências nominais dos cabos de aço de 6,35 mm e 9,53 mm, usualmente empregados
em redes aéreas urbanas, deve ser observado o critério para dimensionamento do estai de
cruzeta a poste apresentado na Tabela 45.
b) Estai de poste a poste
O estai de poste a poste deve absorver o excedente da carga, acima da resistência do
poste, provocado pelos esforços resultantes dos circuitos primário e secundário.
O esforço absorvido pelo cabo de aço do estai pode ser transferido para um ou mais postes,
recomendando-se transferi-lo para, no máximo, dois postes.
Apesar da grande variedade de combinações de esforços, resultantes das redes primária e
secundária, os esforços excedentes resultantes devem ser limitados em 700 daN e
1 560 daN correspondendo respectivamente as cordoalhas de aço de 6,35 mm e 9,53 mm.
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ND.22
6.1.9.6 Redução das trações (Tração reduzida)
Em situações que necessitem de poste com resistência nominal acima dos padronizados de
acordo com a Tabela 15, devem ser adotadas as montagens dos condutores com tração
mecânica reduzida. A tração reduzida consiste em diminuir o vão entre postes, mantendo a
flecha dos condutores igual a do vão considerado básico, de 35 m.
A flecha relativa ao vão básico é dada pela fórmula:
f=
p ⋅ VB2
8 ⋅ TB
Sendo:
f = flecha do condutor, em metros;
p = peso do condutor, em kg/m;
VB = vão básico (35 m);
TB = tração básica ou normal, conforme Tabela 21.
Nessas condições a tração mecânica reduzida equivale a:
V
T R =  R
VB
2

 × TB


Sendo:
TR = tração mecânica reduzida, em daN;
VR = vão reduzido, em metros;
VB = vão básico, em metros,
TB = tração básica ou normal, conforme Tabela 21.
No poste intermediário entre o vão de tração normal e o de tração reduzida, as estruturas de
fixação de condutores devem ser ancoragem, tanto para rede primária (N4), como para rede
secundária (6C - 10R).
O poste intermediário acima referido deve ser dimensionado em função das diferenças das
trações mecânicas do vão básico e do vão reduzido.
Se essa tração for muito elevada em relação ao poste que se deseja utilizar, o excesso de
tração pode ser transferido ao poste seguinte através de um tirante aéreo.
No Anexo A é apresentado um exemplo de cálculo de tração mecânica reduzida.
Nota: nos casos onde há necessidade de utilização de postes de resistência 1 500 daN com
tração normal, podem ser adotados montagem dos condutores em tração reduzida,
utilizando poste de menor resistência.
6.1.10 Recursos especiais do projeto
6.1.10.1
Correção de níveis de tensão
Quando os níveis de tensão se mantiverem fora dos limites adequados estabelecidos pelas
legislações vigentes, as diversas alternativas apresentadas a seguir podem ser analisadas
técnica e economicamente, em função da situação específica do projeto, como recursos
adicionais para solução do problema.
― Regulação de tensão na subestação
A regulação de tensão em subestações depende exclusivamente do tipo de subestação de
cada sistema.
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Podemos ter subestações dotadas com banco de reguladores de tensão, ou subestações
com banco automático de capacitores, ou ainda subestações com transformadores dotados
com comutação automática (LTC).
Desta forma, os níveis de tensão na saída da subestação podem ser: sem regulação; com
regulação automática constante; com regulação automática com compensador de queda.
― Regulação na rede primária
De posse de perfis de tensão do horário de carga máxima e horário de carga mínima, onde
estão indicadas as diversas parcelas de queda de tensão correspondentes a cada
componente do sistema em estudo, para se obter uma melhoria da faixa da variação da
tensão na rede primária, utilizam-se reguladores de tensão ou bancos automáticos de
capacitores, instalados ao longo da rede primária.
― Regulação com compensador de queda
Quando forem instalados reguladores de tensão, pode ser utilizado, o recurso do
compensador de queda de tensão (LDC) para um melhor aproveitamento dos níveis de
tensão, uma vez que tais equipamentos possibilitam um estreitamento da faixa de variação
de tensão.
― Mudança de “tap” em transformador
A mudança de “tap” nos transformadores de distribuição pode ser uma solução para
melhorar o nível de tensão na rede secundária. Entretanto, essa solução deve ser
criteriosamente analisada, uma vez que por ocasião de manobras, os transformadores
podem se encontrar com “tap” em posição desfavorável à nova tensão.
O recurso de se utilizar a mudança de “tap” pode ser aplicado observando-se o perfil de
tensão nos períodos de carga máxima no ponto onde se encontra o transformador a ser
corrigido, de tal forma que os níveis de tensão na primária ou secundária não ultrapassem
os limites máximos e mínimos estabelecidos por esta norma.
6.1.10.2
Compensação de reativos
As compensações de reativos são feitas utilizando-se bancos de capacitores, tendo em vista
seu baixo custo em relação a outros equipamentos convencionais, bem como a sua
facilidade de aplicação, manuseio e acompanhamento de seu desempenho.
a) Sistema primário
Os benefícios resultantes da instalação de bancos de capacitores na rede primária são:
― correção do fator de potência;
― diminuição da carga em kVA da fonte supridora e circuitos, liberando capacidade para
ligação de cargas adicionais;
― elevação da tensão na carga;
― redução do componente atrasado da corrente do circuito e como consequência, redução
das perdas;
― melhoria na regulação do sistema, quando adequadamente instalados e automatizados;
― fornecimento de potência reativa perto da carga.
Independentemente do motivo da instalação dos capacitores, o sistema usufruirá sempre de
todos os benefícios acima relacionados, apenas que, conforme as características próprias
de cada sistema é dado maior ênfase a este ou aquele benefício.
Evidentemente, na aplicação de capacitores, cada caso é diferente de outro, não se
podendo fixar regras rígidas, nem a respeito da localização dos bancos, nem com relação ao
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
grau de importância dos resultados futuramente obtidos, requerendo assim, um estudo
pormenorizado, baseado no conhecimento perfeito do sistema.
b) Sistema secundário
Conscientizar e orientar os consumidores, cujas atividades econômicas demandam uso de
numerosos motores, para que utilizem capacitores de baixa tensão agregados aos circuitos
que alimentam os mesmos, para a correção do fator de potência, redundando em economia
no gasto de energia.
6.2 Simbologia
Devem ser adotados na elaboração dos projetos os símbolos da Norma ND.40.
6.3 Atendimento a loteamentos
Os projetos de eletrificação de núcleos habitacionais e loteamentos devem ser elaborados
de acordo com as normas ND.12 para rede aérea primária e ND.25 para rede aérea
secundária. Caso seja de interesse a construção de rede subterrânea, deve ser consultada a
norma ND.46.
6.3.1 Apresentação do Projeto
Devem constar do projeto os seguintes documentos e desenhos:
a) carta de encaminhamento;
b) projeto da rede, constando de:
― memorial descritivo;
― planta de situação, contendo equipamentos da Elektro (chave, transformador) com o
respectivo número de confiabilidade;
― projetos das redes primárias e secundárias.
― relação de material clara e precisa informando explicitamente as especificações a serem
utilizadas para aquisição de materiais e equipamentos.
― planta civil do loteamento e documento de aprovação junto aos órgãos competentes.
― anotação de Responsabilidade Técnica – ART do CREA da Região do(s) Engenheiro(s)
ou Firma(s) responsável (eis) pelo projeto e execução de obra.
c) Devem constar do projeto os seguintes dados:
― lotes a serem ligados;
― postes a serem instalados com as suas características;
― condutores primários e secundários com respectivas bitolas e número de fases;
― transformadores com os respectivos dispositivos de proteção;
― equipamentos de proteção e manobra da rede;
― poste ELEKTRO de onde derivará a extensão;
― aterramento;
― indicação da carga prevista no ponto de ligação dos clientes de alto consumo ou que
possuam cargas especiais;
― quadro de cálculo de queda de tensão da rede secundária;
― quadro de cálculo de esforço mecânico dos postes;
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ND.22
― Iluminação pública com indicação do tipo e potências das lâmpadas e comando utilizado
e fases de ligação.
Na folha do projeto rede de distribuição deve ser reservado um espaço para aprovação da
ELEKTRO.
6.4 Iluminação pública
6.4.1 Diretrizes para elaboração de projeto de iluminação pública
Iluminâncias
Os níveis de iluminância devem atender a ABNT NBR 5101.
Tensão de alimentação
Os circuitos de carga são alimentados em 220 V.
6.4.1.1.1
Luminárias
As luminárias devem
ABNT NBR 15129.
6.4.1.1.2
possuir
equipamentos
auxiliares
integrados,
conforme
Comando
O comando da luminária será individual por meio de relé fotoeletrônico intercambiável, 220 V
– 1 000 W, instalado na luminária com equipamentos auxiliares integrados.
Condutores para ligação da luminária integrada
Os condutores para ligação da luminária à rede de distribuição devem ser de cobre isolado
em XLPE com cobertura de PVC/ST2, 0,6/1,0 kV, próprio para uso ao tempo, conforme
ABNT NBR 7285 e ter as seguintes características:
― seções nominais de 1,5 mm2 para lâmpadas até 150 W e 2,5 mm2 para lâmpadas acima
de 150 W;
― um condutor de cor preta e outro de cor vermelha.
Aterramento dos reatores
Para o aterramento dos reatores utilizar fio de alumínio nu de bitola 4 AWG, conforme
ABNT NBR 5118.
Ferragens e braço de iluminação pública
As ferragens e o braço de iluminação pública devem atender às ABNT NBR 8158 e
ABNT NBR 8159.
No projeto e execução de iluminação pública devem ser atendidas as condições técnicas de
segurança, proteção e operação adequadas definida nas normas técnicas nacionais e
complementadas pelas normas da ELEKTRO.
6.4.2
Projeto de novos pontos de iluminação pública em redes de distribuição
existentes
O projeto de iluminação pública deve atender às diretrizes definidas em 6.4.1.
Para ligação da iluminação com medição, a montagem do padrão de entrada dever atender
o disposto na ND.10.
6.4.3
Projeto de rede de distribuição para atendimento à iluminação pública
O projeto da rede de distribuição (rede nova ou extensão de rede) a ser construída pelo
interessado deve atender às diretrizes definidas em 6.3 da ND.25, naquilo que for aplicável,
e das normas citadas em 4.2, referentes aos critérios para projeto, à montagem das
estruturas e à utilização de materiais e equipamentos a serem adquiridos de fornecedores
homologados pela ELEKTRO.
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
O projeto de iluminação deve atender às diretrizes definidas em 6.4.1, quando pertinentes.
Para ligação da iluminação com medição, a montagem do padrão de entrada dever atender
o disposto na ND.10.
6.4.4
Apresentação de projeto de iluminação pública
O projeto de iluminação pública deve ser apresentado em folhas de formato padronizado
pela ABNT com espaço reservado para carimbo da ELEKTRO e ser assinado pelo
responsável técnico, com indicação do nome por extenso e número ou visto do CREA da
Região.
Na apresentação do projeto devem ser fornecidos os seguintes documentos e desenhos:
a) carta de encaminhamento;
b) projeto completo de iluminação pública, com:
•
memorial descritivo;
•
indicação do tipo e potências das lâmpadas;
• relação de material que deve ser clara e precisa informando explicitamente as
especificações a serem utilizadas para aquisição de materiais e equipamentos.
• anotação de Responsabilidade Técnica – ART do CREA da Região do(s) Engenheiro(s)
ou Firma(s) responsável (eis) pelo projeto e execução de obra.
Na folha do projeto de iluminação pública deve ser reservado um espaço para aprovação da
ELEKTRO.
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ND.22
TABELAS
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ND.22
Página 44
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 1
Demanda diversificada média por consumidor
Demanda diversificada média por consumidor
kVA
Quantidade de
consumidores
Classe de consumidores
Baixo
Médio
Alto
Extra alto
1a5
0,99
1,64
4,80
19,50
6 a 10
0,88
1,52
4,21
15,16
11 a 15
0,77
1,39
3,63
11,57
16 a 20
0,69
1,28
3,02
8,08
21 a 25
0,64
1,16
2,61
6,58
26 a 30
0,59
1,05
2,23
5,18
31 a 40
0,55
0,94
1,83
3,81
mais de 40
0,51
0,85
1,45
2,50
Tabela 2
Fatores de carga e demanda típicos por atividade
Consumidores ligados em baixa tensão
Atividade
Fator de demanda típico
Fator de carga típico
Laticínio
0,38
0,18
Fábrica de roupas
0,29
0,16
Beneficiamento de cereais
0,35
0,17
Carpintaria
0,28
0,11
Serraria
0,34
0,25
Fábrica de plásticos
0,42
0,24
Fábrica de bebidas
0,30
0,21
Fábrica de calçados
0,32
0,30
Supermercado
0,55
0,54
Restaurante
0,39
0,19
Posto de gasolina
0,51
0,49
Oficina mecânica
0,28
0,27
Padaria
0,23
0,19
Hotel
0,27
0,28
Bar
0,60
0,44
Sorveteria
0,53
0,18
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 3
Fatores de carga e demanda típicos por classe de consumo
Consumidores ligados em baixa tensão
Classe de consumo
Fator de demanda típico Fator de carga típico
Comércio, serviços e outras atividades
0,42
0,30
Industrial
0,32
0,23
Rural
0,28
0,21
Poder público
0,51
0,39
Tabela 4
Fator de coincidência para grupo de consumidores
Quantidade de
consumidores
Fator de redução da
demanda
1
1,00
2
0,90
3
0,87
4
0,83
5
0,80
6
0,78
7
0,76
8
0,74
9
0,72
10
0,70
11
0,68
12 ou mais
0,66
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ND.22
Tabela 5
Fatores de crescimento de carga
Crescimento
anual
%
ANOS
3
4
5
6
7
8
9
10
5
1,16
1,22
1,28
1,34
1,41
1,48
1,55
1,63
6
1,19
1,26
1,34
1,42
1,50
1,59
1,69
1,79
7
1,23
1,31
1,40
1,50
1,61
1,72
1,84
1,97
8
1,26
1,36
1,47
1,59
1,71
1,85
2,00
2,16
9
1,30
1,41
1,54
1,68
1,83
1,99
2,17
2,37
10
1,33
1,46
1,61
1,77
1,95
2,14
2,36
2,59
11
1,37
1,52
1,69
1,87
2,08
2,31
2,56
2,84
12
1,41
1,57
1,76
1,97
2,21
2,48
2,77
3,11
12
1,44
1,63
1,84
2,08
2,35
2,66
3,00
3,39
14
1,48
1,69
1,93
2,20
2,50
2,85
3,25
3,71
15
1,52
1,75
2,01
2,31
2,66
3,06
3,52
4,05
Tabela 6
Motores monofásicos
Potência nominal, potência absorvida da rede em kW e kVA, correntes nominais e de
partida
Potência
nominal
cv ou HP
Potência absorvida
da rede
Corrente nominal
A
Corrente de partida
A
fp
médio
kW
kVA
110 V
220 V
110 V
220 V
1/4
0,42
0,66
5,9
3,0
27
14
0,63
1/3
0,51
0,77
7,1
3,5
31
16
0,66
1/2
0,79
1,18
11,6
5,4
47
24
0,67
3/4
0,90
1,34
12,2
6,1
63
33
0,67
1
1,14
1,56
14,2
7,1
68
35
0,73
1½
1,67
2,35
21,4
10,7
96
48
0,71
2
2,17
2,97
27,0
13,5
132
68
0,73
3
3,22
4,07
37,0
18,5
220
110
0,79
5
5,11
6,16
-
28,0
-
145
0,83
7½
7,07
8,84
-
40,2
-
210
0,80
10
9,31
11,64
-
52,9
-
260
0,80
12 ½
11,58
14,94
-
67,9
-
330
0,78
15
13,72
16,94
-
77,0
-
408
0,81
NOTA 1 Os valores da tabela foram obtidos pela média de dados fornecidos pelos
fabricantes.
NOTA 2 As correntes de partida citadas na tabela acima podem ser utilizadas quando não
forem disponíveis os dados de placa dos motores ou de catálogos do fabricante.
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 7
Motores trifásicos
Potência nominal, potência absorvida da rede em kW e kVA, correntes nominais e de
partida.
Potência
nominal
cv ou HP
Potência absorvida
da rede
Corrente nominal
A
Corrente de partida
A
fp
médio
kW
kVA
380 V
220 V
380 V
220 V
1/3
0,39
0,65
0,9
1,7
4,1
7,1
0,61
1/2
0,58
0,87
1,3
2,3
5,8
9,9
0,66
3/4
0,83
1,26
1,9
3,3
9,4
16,3
0,66
1
1,05
1,52
2,3
4,0
11,9
20,7
0,69
1½
1,54
2,17
3,3
5,7
19,1
33,1
0,71
2
1,95
2,70
4,1
7,1
25,0
44,3
0,72
3
2,95
4,04
6,1
10,6
38,0
65,9
0,73
4
3,72
5,03
7,6
13,2
43,0
74,4
0,74
5
4,51
6,02
9,1
15,8
57,1
98,9
0,75
7½
6,57
8,65
12,7
22,7
90,7
157,1
0,76
10
8,89
11,54
17,5
30,3
116,1
201,1
0,77
12 ½
10,85
14,09
21,3
37,0
156,0
270,5
0,77
15
12,82
16,65
25,2
43,7
196,6
340,6
0,77
20
17,01
22,10
33,5
58,0
243,7
422,1
0,77
25
20,92
25,83
39,1
67,8
275,7
477,6
0,81
30
25,03
30,52
46,2
80,1
326,7
566,0
0,82
40
33,38
39,74
60,2
104,3
414,0
717,3
0,84
50
40,93
48,73
73,8
127,9
528,5
915,5
0,84
60
49,42
58,15
88,1
152,6
632,6
1 095,7
0,85
75
61,44
72,28
109,5
189,7
743,6
1 288,0
0,85
100
81,23
95,56
144,8
250,8
934,7
1 619,0
0,85
125
100,67
117,05
177,3
307,2
1 162,7
2 014,0
0,86
150
120,09
141,29
214,0
370,8
1 455,9
2 521,7
0,85
200
161,65
190,18
288,1
499,1
1 996,4
3 458,0
0,85
NOTA 1 Os valores da tabela foram obtidos pela média de dados fornecidos pelos fabricantes.
NOTA 2 As correntes de partida citadas na tabela acima podem ser utilizadas quando não forem
disponíveis os dados de placa dos motores ou de catálogos do fabricante.
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 8
Capacidade térmica dos condutores – Redes primárias existentes
Cabo de alumínio – CA
Cabo de cobre
Bitola
AWG/MCM
Capacidade de
condução de
corrente a
Seção nominal
mm2
Capacidade de
condução de
corrente a
A
2
152
25
173
2/0
235
35
221
4/0
314
70
333
336,4
419
120
500
477
519
-
-
a
Para condutores a 75 ºC, ar a 25 ºC, vento a 2,25 km/h e frequência 60 Hz.
Tabela 9
Queda de tensão de rede primária
Cruzeta de 2,00 m – espaçamento equivalente de 1,133 m
Condutor
XL(60Hz)
Ω/km
∆V % / MVA . km
25 mm
2
0,806
0,470
0,486
35 mm
2
0,576
0,455
0,372
70 mm2
0,288
0,426
0,227
0,168
0,407
0,165
2 AWG
0,948
0,456
0,552
2/0 AWG
0,473
0,430
0,317
4/0 AWG
0,298
0,413
0,229
336,4 MCM
0,188
0,391
0,171
477 MCM
0,133
0,378
0,142
Seção/Bitola
Cobre
Tipo
R(50º)
Ω/km
Alumínio
CA
120 mm
2
13,8 kV
Tabela 10
Capacidade térmica dos condutores - Redes secundárias existentes
Alumínio – CA
a
Cobre
Bitola
AWG
Capacidade de
condução de
corrente a
Seção
mm2
Capacidade de
condução de
corrente a
-
-
25
173
2
152
35
221
2/0
235
70
333
4/0
314
120
500
Para condutores a 75 ºC, ar a 25 ºC, vento a 2,25 km/h e frequência 60 Hz.
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Tabela 11
Queda de tensão secundária – Redes existentes com cabos de alumínio CA
Queda de tensão (%/kVA X 100 m)
3 Fases + Neutro; e.e. = 0,252 m
Configuração
AWG-MCM
3 x 4 (4)
fp = 0,92
a
0,315
3 x 2 (2)
0,208
3 x 1/0 (2) a
0,140
3 x 2/0 (2)
0,116
3 x 4/0 (2/0)
0,081
3 x 336,4 (2/0) b
0,058
2 Fases + Neutro; e.e. = 0,252 m
Configuração
AWG-MCM
2 x 4 (4)
fp = 0,92
a
0,709
2 x 2 (2)
2 x 1/0 (2)
0,468
a
0,365
2 x 2/0 (2)
0,329
1 Fase + Neutro; e.e. = 0,200 m
Configuração
AWG-MCM
fp = 0,92
1 X 4 (4) a
1,882
1 X 2 (2)
1 X 1/0 (2)
1,239
a
1,034
1 X 2/0 (2)
a
b
0,962
Condutores não padronizados.
Condutor não padronizado para utilização em rede secundária.
e.e. = espaçamento equivalente.
Nos cálculos da Tabela 11, Tabela 12 e Tabela 13 foram utilizadas as seguintes expressões:
a) Rede trifásica: 3 fases (220 V):
R × cos ϕ + X × sen ϕ
∆V% =
× 10 4
2
V
b) Rede bifásica: 2 fases + neutro (220 V):
 R φ + R N 
 1,5 × 10 4
 X + XN 
 × cos ϕ +  φ
 × sen ϕ ×
∆V% = 
2
2
V2





c) Rede monofásica: 1 fase + neutro (127 V):
[
]
∆V% = (R φ + RN ) × cos ϕ + (X φ + XN ) × sen ϕ ×
10 4
V2
Sendo: Rø: resistência do condutor fase (Ω/km)
Xø: reatância indutiva do condutor fase (Ω/km)
Rn : resistência do condutor neutro (Ω/km)
Xn: reatância indutiva do condutor neutro (Ω/km)
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Tabela 12
Queda de tensão secundária – Redes existentes com cabos de cobre (AWG)
Configuração
3 Fases x Neutro; e.e. = 0,252 m
AWG
fp = 0,92
a
3 x 6 (6)
0,313
a
3 x 4 (4)
0,208
a
3 x 2 (4)
0,142
a
3 x 2/0 (2)
0,082
a
3 x 4/0 (2/0)
0,059
Configuração
AWG
fp = 0,92
a
2 x 6 (6)
0,705
a
2 x 4 (4)
0,469
a
2 x 2 (4)
0,369
Configuração
AWG
fp = 0,92
a
1 x 6 (6)
1,880
a
1 x 4 (4)
1,251
a
1 x 2 (4)
1,050
a
Tabela 13
Queda de tensão secundária – Redes existentes com cabos de cobre (mm2)
3 fases + neutro; e.e = 0,252 m
Configuração
2
mm
fp = 0,92
3 x 25 (25)
0,182
3 x 35 (25)
0,137
3 x 70 (35)
0,080
3 x 120 (70)
0,056
2 fases + neutro; e.e. = 0,252 m
Configuração
2
mm
fp = 0,92
2 x 25 (25)
0,410
2 x 35 (25)
0,342
1 fase + neutro; e.e. = 0,200 m
Configuração
mm2
fp = 0,92
1 x 25 (25)
1,085
1 x 35 (25)
0,950
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 14
Cabos para ligação de transformador na rede secundária
Transformador
trifásico
kVA
30
Cabo de cobre
isolado 0,6/1 kV a
mm2
70
45
70
75
70
112,5
120
150
185
225
240
300
300
a
Cabo de cobre singelo com isolação em XLPE,
temperatura máxima no condutor 90 ºC, temperatura
ambiente 30 ºC, conforme padronização ND.01.
Tabela 15
Resistências nominais dos postes padronizados
9m
11 m
Concreto circular
daN
12 m
200
200
200
-
-
400
400
400
-
-
600
600
600
600
-
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
-
1 500
1 500
1 500
NOTA
14 m
16 m
Para poste duplo T consultar a norma ND.13.
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Tabela 16
Postes para instalação de transformador
Transformador trifásico
kVA
Poste de concreto
circular
m/daN
30 – 45 a – 75 – 112,5 –
150 b
12/400
225 – 300 c
12/600
Os valores são para estruturas em tangente.
No caso de estruturas em ângulo ou encabeçamentos
simples (fim de linha), deve ser feito o dimensionamento
do poste de acordo com as resultantes dos esforços,
sendo a resistência nominal mínima a indicada na tabela.
—
—
a
Para transformadores até 45 kVA pode-se usar
poste de 12/200 daN, desde que instalado em estrutura
sem chaves-fusíveis e a tração resultante devido aos
ramais de ligação (ver Tabela 19 e Tabela 20), no mesmo
lado da instalação do transformador não ultrapasse
112 daN.
b
Para transformadores até 150 kVA pode-se usar
poste de 12/400, desde que as trações devidas aos
ramais de ligação (ver Tabela 19 e Tabela 20), no mesmo
lado da instalação do transformador, não ultrapasse a
216 daN.
c
Para transformador de 225 kVA e 300 kVA pode-se
usar poste de 12/600, desde que as trações devidas aos
ramais de Iigação (ver Tabela 19 e Tabela 20), no mesmo
lado da instalação do transformador, não ultrapasse 368
daN.
Tabela 17
Postes para instalação de seccionadores e encabeçamentos
Condutores da rede primária
Postes para instalação de
seccionadores
daN
Cabo 4/0 alumínio – CA e
70 mm2 cobre
400
Cabo 336,4 MCM e 477 MCM alumínio – CA e
120 mm2 cobre
600
Os valores são para estruturas em tangente.
No caso de estruturas em ângulo ou encabeçamentos simples (fim de rede), deve
ser feito o dimensionamento do poste de acordo com as resultantes dos esforços,
sendo a resistência nominal mínima a indicada na tabela.
—
—
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ND.22
Tabela 18
Engastamento de postes
Poste de concreto circular
Tipo de
terreno
200 daN
400 daN
600 daN
Normal
Simples
Subsolo
(tora de 1 000 mm)
Subsolo
(tora de 1 500 mm)
Baixa
consistência
Subsolo
(tora de 1 000 mm)
Subsolo
(tora de 1 500 mm)
Base concretada
NOTA Classificação dos tipos de terrenos para efeito desta norma:
- terrenos de muito baixa consistência: terrenos de mangues, pântanos, alagadiços,
brejos e semelhantes;
- terrenos de baixa consistência: terrenos de faixa litorânea, terrenos arenosos,
aterros e semelhantes;
- terrenos normais ou de consistência normal: é o caso de terra firme, terra
compactada, terrenos com alguma pedra e semelhantes.
Para postes com resistência nominal de 600 daN ou superior a base concretada pode ser
substituída por estai de subsolo, somente para os casos comprovados de alta resistência do
solo.
São previstos engastamentos para postes a serem instalados em terrenos normais, ou em
terrenos de baixa consistência; para terrenos de muito baixa consistência, onde forem
impraticáveis os engastamentos previstos, cada caso deve ter uma solução adequada às
condições do local, que inclui a utilização de sapatas de pântano, ou sapatas de concreto, até
mesmo de dimensões superiores às padronizadas.
As toras de subsolo devem ser dispostas perpendicularmente à força resultante da solicitação
dos condutores.
Caso não seja possível a utilização de tora de madeira para o poste com resistência nominal
de 400 daN, deve ser efetuada uma concretagem da base, aplicada diretamente a uma vala
de 0,60 m de diâmetro e utilizando a seguinte quantidade de material: cimento = 62 kg; areia =
0,12 m3; pedra = 0,22 m3 e água = 31 L.
Nos locais onde os postes correm maior risco de abalroamento, os mesmos podem ser
projetados com um metro a mais de comprimento do que o necessário e mesma resistência
nominal, fazendo engastamento simples com profundidade aumentada de 1,0 (um) metro.
Somente no caso do poste necessário ser de 11/1 500 e for projetado o de 12/1 500, apesar
da profundidade do engastamento ser aumentada de 1,0 (um) metro passando a 2,70 m,
haverá necessidade do mesmo ter a sua base concretada (ver norma ND.02).
Em substituição à base concretada, os postes podem opcionalmente ser engastados com um
metro a mais devendo, entretanto ser analisada e avaliada a possibilidade de execução, tendo
em vista os tipos de terrenos.
Os postes podem ser engastados com um metro a mais em terrenos inclinados ou sujeitos à
erosão, e em locais onde não haja possibilidade de projetar escoramento algum.
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 19
Trações de projeto de ramal de ligação com cabo multiplexado de alumínio
Ramal de ligação
mm2
Vão
m
Até 20
Acima de 20
até 30
D10
7
16
T10
11
25
Q10
16
36
D16
11
25
T16
16
36
Q16
23
52
T25
26
59
Q25
38
86
PB35
56
126
PB50
68
153
PB70
89
199
PB120
140
315
NOTA Os valores informados referem-se as
trações do ramal de ligação no seu ponto de
fixação.
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 20
Tração de projeto de ramal de ligação com cabo multiplexado de cobre
Vão
m
Ramal de ligação
mm2
Até 20
Acima de 20
até 30
D10
20
44
T10
31
69
Q10
42
93
T16
48
107
Q16
64
144
T25
73
163
Q25
98
221
Q35
137
308
Q50
185
416
Q70
260
585
NOTA Os valores informados referem-se as
trações do ramal de ligação no seu ponto de
fixação.
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ND.22
Tabela 21
Trações de projeto – Rede existente
Alumínio – CA
Bitola
Tração de projeto
AWG/MCM
daN
a
4
60
2
86
2/0
173
4/0
274
336,4
436
477
619
a
Bitola
AWG
6a
4a
2a
2/0 a
4/0 a
Seção
mm2
25
35
70
120
Cobre
Tração de projeto
daN
60
107
171
342
544
Tração de projeto
daN
106
155
296
568
NOTA
Os valores de tração são por fase.
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ND.22
Tabela 22
Flechas de cabo alumínio CA – sem vento
Cabo básico 2 AWG
Vão
m
Temperatura
ºC
5
0
0,00
0,01
0,03
5
0,00
0,02
10
0,01
15
10
15
20
25
30
35
0,05
0,08
0,12
0,17
0,04
0,07
0,11
0,15
0,20
0,02
0,05
0,09
0,14
0,19
0,25
0,01
0,04
0,08
0,12
0,17
0,23
0,30
20
0,02
0,06
0,10
0,16
0,22
0,28
0,35
25
0,04
0,08
0,13
0,19
0,26
0,33
0,40
30
0,05
0,10
0,16
0,23
0,30
0,37
0,45
35
0,06
0,12
0,19
0,26
0,33
0,41
0,50
40
0,07
0,14
0,21
0,29
0,37
0,45
0,54
45
0,07
0,15
0,23
0,31
0,40
0,49
0,59
50
0,08
0,16
0,25
0,34
0,43
0,53
0,63
Flecha
m
Vão
m
Temperatura
ºC
40
0
0,22
0,27
0,34
5
0,26
0,32
10
0,31
15
45
50
55
60
65
70
75
0,41
0,48
0,57
0,66
0,76
0,39
0,47
0,56
0,65
0,74
0,84
0,38
0,46
0,54
0,63
0,72
0,82
0,93
0,37
0,44
0,52
0,61
0,71
0,80
0,91
1,02
20
0,43
0,51
0,59
0,68
0,78
0,88
0,99
1,11
25
0,48
0,57
0,66
0,75
0,85
0,96
1,07
1,19
30
0,54
0,63
0,72
0,82
0,93
1,04
1,15
1,27
35
0,59
0,68
0,78
0,89
1,00
1,11
1,23
1,35
40
0,64
0,74
0,84
0,95
1,06
1,18
1,30
1,43
45
0,69
0,79
0,90
1,01
1,12
1,25
1,37
1,50
50
0,73
0,84
0,95
1,07
1,19
1,31
1,44
1,57
Flecha
m
Página 58
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 22 (continuação)
Vão
m
Temperatura
ºC
80
0
0,86
0,97
1,09
5
0,95
1,07
10
1,05
15
85
90
95
100
105
110
1,22
1,35
1,49
1,63
1,19
1,32
1,35
1,60
1,74
1,16
1,29
1,42
1,56
1,70
1,85
1,14
1,26
1,39
1,52
1,66
1,81
1,96
20
1,23
1,35
1,48
1,62
1,77
1,91
2,07
25
1,31
1,44
1,58
1,72
1,86
2,02
2,17
30
1,40
1,53
1,67
1,81
1,96
2,11
2,28
35
1,48
1,62
1,76
1,90
2,05
2,21
2,37
40
1,56
1,70
1,84
1,99
2,14
2,30
2,47
45
1,64
1,78
1,93
2,08
2,23
2,40
2,56
50
1,71
1,86
2,01
2,16
2,32
2,48
2,65
Flecha
m
Vão
m
Temperatura
ºC
115
0
1,78
1,94
2,11
2,28
5
1,90
2,06
2,23
10
2,01
2,17
15
2,12
20
120
125
130
135
140
145
150
2,46
2,64
2,83
3,03
2,40
2,58
2,77
2,96
3,16
2,34
2,52
2,70
2,89
3,09
3,29
2,29
2,46
2,64
2,82
3,01
3,21
3,41
2,23
2,40
2,57
2,75
2,94
3,13
3,33
3,54
25
2,34
2,51
2,68
2,87
3,05
3,25
3,45
3,66
30
2,44
2,61
2,79
2,98
3,17
3,36
3,56
3,77
35
2,54
2,72
2,90
3,08
3,28
3,47
3,68
3,99
40
2,64
2,82
3,00
3,19
3,38
3,58
3,79
4,00
45
2,74
2,92
3,10
3,29
3,49
3,69
3,90
4,11
50
2,83
3,01
3,20
3,39
3,59
3,79
4,00
4,22
Flecha
m
Página 59
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 23
Flechas dos cabos de cobre – sem vento
Cabo básico 25 mm2 de cobre
Vão
m
Temperatura
ºC
5
0
0,01
0,02
0,06
5
0,01
0,03
10
0,01
15
10
15
20
25
30
35
0,10
0,15
0,22
0,30
0,07
0,12
0,18
0,25
0,34
0,04
0,08
0,14
0,21
0,28
0,37
0,02
0,05
0,10
0,16
0,23
0,32
0,41
20
0,03
0,07
0,12
0,19
0,26
0,35
0,44
25
0,04
0,08
0,14
0,21
0,29
0,38
0,48
30
0,04
0,10
0,16
0,24
0,32
0,41
0,51
35
0,05
0,11
0,18
0,26
0,34
0,44
0,54
40
0,06
0,12
0,20
0,28
0,37
0,46
0,57
45
0,06
0,14
0,21
0,30
0,39
0,49
0,60
50
0,07
0,15
0,23
0,32
0,41
0,52
0,63
Flecha
m
Vão
m
Temperatura
ºC
40
0
0,39
0,50
0,61
5
0,43
0,54
10
0,47
15
45
50
55
60
65
70
75
0,74
0,88
1,04
1,20
1,38
0,66
0,79
0,93
1,09
1,26
1,44
0,58
0,70
0,84
0,98
1,14
1,31
1,49
0,51
0,62
0,75
0,88
1,03
1,19
1,36
1,54
20
0,55
0,66
0,79
0,93
1,08
1,24
1,41
1,59
25
0,58
0,70
0,83
0,97
1,12
1,28
1,46
1,64
30
0,62
0,74
0,87
1,01
1,16
1,33
1,50
1,69
35
0,65
0,78
0,91
1,05
1,21
1,37
1,55
1,74
40
0,69
0,81
0,95
1,09
1,25
1,42
1,59
1,78
45
0,72
0,85
0,99
1,13
1,29
1,46
1,64
1,83
50
0,75
0,88
1,02
1,17
1,33
1,50
1,68
1,87
Flecha
m
Página 60
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Temperatura
ºC
80
0
1,57
1,78
1,99
5
1,63
1,83
10
1,68
15
85
90
Temperatura
ºC
95
100
105
110
2,22
2,46
2,71
2,98
2,05
2,28
2,52
2,77
3,03
1,89
2,10
2,33
2,57
2,83
3,09
1,73
1,94
2,16
2,39
2,63
2,88
3,15
20
1,79
1,99
2,21
2,44
2,69
2,94
3,21
25
1,84
2,04
2,26
2,50
2,74
3,00
3,26
30
1,89
2,10
2,32
2,55
2,79
3,05
3,32
35
1,94
2,15
2,37
2,60
2,85
3,10
3,37
40
1,98
2,20
2,42
2,65
2,90
3,16
3,43
45
2,03
2,24
2,47
2,70
2,95
3,21
3,48
50
2,08
2,29
2,52
2,75
3,00
3,26
3,53
Flecha
m
Temperatura
ºC
130
135
Temperatura
ºC
115
0
3,25
3,54
3,84
4,16
5
3,31
3,60
3,90
10
3,37
3,66
15
3,43
20
120
125
140
145
150
4,48
4,82
5,17
5,54
4,22
4,54
4,88
5,24
5,60
3,96
4,28
4,61
4,94
5,30
5,66
3,72
4,02
4,34
4,67
5,00
5,36
5,72
3,49
3,78
4,08
4,40
4,72
5,06
5,42
5,78
25
3,54
3,83
4,14
4,45
4,78
5,12
5,48
5,84
30
3,60
3,89
4,20
4,51
4,84
5,18
5,54
5,90
35
3,65
3,95
4,25
4,57
4,90
5,24
5,59
5,96
40
3,71
4,00
4,31
4,63
4,96
5,30
5,65
6,02
45
3,76
4,06
4,36
4,68
5,01
5,35
5,71
6,08
50
3,82
4,11
4,42
4,74
5,07
5,41
5,77
6,13
Flecha
m
Página 61
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 24
Trações horizontais de montagem
Cabo de alumínio 2 AWG – CA
Temperatura
ºC
5
0
86
86
86
5
66
66
10
45
15
10
15
Temperatura
ºC
20
25
30
35
86
86
86
86
67
68
69
70
71
47
49
51
53
56
58
26
30
34
38
42
45
48
20
13
20
25
30
34
37
41
25
8
14
19
24
28
32
35
30
6
11
16
20
24
28
31
35
5
10
14
18
22
25
28
40
4
9
12
16
20
23
26
45
4
8
11
15
18
21
24
50
4
7
10
14
17
20
23
Tração
daN
Vão
m
Temperatura
ºC
40
0
86
86
86
5
72
73
10
60
15
45
50
55
60
65
70
75
86
86
86
86
86
74
74
75
76
77
77
62
63
65
66
68
69
70
51
53
55
57
59
61
63
64
20
44
46
49
51
53
55
57
59
25
39
41
44
47
49
51
53
55
30
35
38
40
43
45
47
49
51
35
32
34
37
40
42
44
46
48
40
29
32
35
37
39
42
44
46
45
27
30
32
35
37
39
42
44
50
25
28
31
33
35
38
40
42
Tração
daN
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Vão
m
Temperatura
ºC
80
0
86
86
86
5
78
78
10
71
15
85
90
95
100
105
110
86
86
86
86
79
79
80
80
81
72
73
74
74
75
76
65
67
68
68
70
71
72
20
61
62
63
65
66
67
68
25
57
58
60
61
62
64
65
30
53
55
56
58
59
61
62
35
50
52
54
55
57
58
59
40
48
49
51
53
54
56
57
45
45
47
49
51
52
54
55
50
43
45
47
49
50
52
53
Tração
daN
Vão
m
Temperatura
ºC
115
0
86
86
86
86
5
81
81
82
10
76
77
15
72
20
120
125
130
135
140
145
150
86
86
86
86
82
82
82
83
83
77
78
78
79
79
80
73
74
75
75
76
76
77
60
70
71
71
72
73
73
74
25
66
67
68
69
69
70
71
72
30
63
64
65
66
67
68
69
70
35
61
62
63
64
65
66
67
67
40
58
60
61
62
63
64
65
66
45
56
58
59
60
61
62
63
64
50
54
56
57
58
59
60
61
62
Tração
daN
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 25
Cabo de alumínio 2/0 AWG – CA
Vão
m
Temperatura
ºC
5
0
173
173
173
5
132
133
10
91
15
10
15
20
25
30
35
173
173
173
173
134
136
138
140
142
94
98
103
107
112
116
53
61
69
77
84
90
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20
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39
50
59
67
75
81
25
16
28
39
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57
64
71
30
12
23
32
41
49
56
63
35
10
19
28
36
44
51
57
40
9
17
25
32
39
46
52
45
8
15
23
30
36
43
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50
7
14
21
27
34
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Tração
daN
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m
Temperatura
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173
173
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173
173
173
173
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149
151
152
154
155
123
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138
140
101
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125
128
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103
107
111
115
118
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75
79
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87
50
51
56
61
66
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75
79
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Tração
daN
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Revisão 05 – 07/2015
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Vão
m
Temperatura
ºC
80
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173
173
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173
173
173
173
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160
161
162
144
146
148
149
151
152
131
134
136
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104
108
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116
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99
103
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109
112
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105
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110
50
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94
98
101
104
107
Tração
daN
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m
Temperatura
ºC
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173
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15
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145
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173
173
173
173
164
165
165
166
166
155
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159
160
147
148
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151
152
153
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143
145
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149
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132
134
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139
141
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131
133
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138
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128
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117
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45
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124
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50
109
112
114
117
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121
123
125
Tração
daN
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Tabela 26
Cabo de alumínio 4/0 AWG – CA
Vão
m
Temperatura
ºC
5
0
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274
274
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274
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222
225
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25
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23
33
44
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Tração
daN
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m
Temperatura
ºC
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274
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274
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237
240
242
244
247
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202
207
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216
220
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199
204
20
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177
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188
25
123
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149
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163
169
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120
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141
148
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110
118
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133
140
146
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95
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111
119
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139
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81
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113
120
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Tração
daN
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Vão
m
Temperatura
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0
275
275
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15
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105
110
275
275
275
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253
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208
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193
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202
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180
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197
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160
166
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139
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Tração
daN
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m
Temperatura
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275
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275
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253
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220
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30
201
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208
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192
196
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Tração
daN
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Tabela 27
Cabo de alumínio 336,4 MCM – CA
Vão
m
Temperatura
ºC
5
0
436
436
436
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436
436
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282
293
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Tração
daN
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m
Temperatura
ºC
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436
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436
436
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377
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321
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309
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129
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201
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Tração
daN
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Vão
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437
437
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Tração
daN
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402
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309
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324
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306
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Tração
daN
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Tabela 28
Cabo de alumínio 477 MCM – CA
Vão
m
Temperatura
ºC
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618
618
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5
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174
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Tração
daN
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m
Temperatura
ºC
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254
270
285
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Tração
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619
619
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568
571
574
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518
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479
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407
418
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448
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382
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406
416
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436
445
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361
373
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410
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340
352
364
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326
338
350
361
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Tração
daN
Vão
m
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620
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150
620
620
620
620
589
590
592
594
595
557
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526
531
536
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495
502
508
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519
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528
533
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daN
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Tabela 29
Cabo de cobre 25 mm2
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106
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239
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287
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281
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30
268
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Tração
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568
568
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423
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568
529
534
538
541
544
546
486
496
504
511
517
523
527
438
454
467
478
488
496
503
509
20
408
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442
455
467
477
486
493
25
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403
420
435
448
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470
478
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361
382
401
417
431
444
455
465
35
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364
383
401
416
429
441
452
40
325
348
368
386
402
416
429
440
45
310
333
354
372
389
404
417
429
50
297
321
341
360
377
393
406
419
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568
568
5
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550
10
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15
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95
100
105
110
568
568
568
568
552
553
555
556
557
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537
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542
544
546
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520
524
527
531
534
536
20
500
506
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527
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493
499
505
509
514
518
30
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481
488
494
500
505
509
35
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484
490
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501
40
450
459
468
475
482
488
493
45
440
449
458
466
473
480
486
50
430
440
449
458
465
472
478
Tração
daN
Vão
m
Temperatura
ºC
115
0
568
568
568
568
5
557
558
559
10
548
549
15
539
20
120
125
130
135
140
145
150
568
568
568
568
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560
561
561
561
550
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553
554
555
555
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542
544
546
547
548
549
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532
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539
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542
544
25
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524
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530
532
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536
538
30
513
517
520
523
526
528
531
533
35
505
510
513
517
520
523
525
528
40
498
502
507
510
514
517
520
523
45
491
496
500
504
508
511
515
518
50
484
489
494
468
502
506
510
513
Tração
daN
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Tabela 33
----
P
S
P
S
P
S
3X2/0(2)2C
3X2(2)2C
S
3X336,4
3X447
P
3X2/0(2)2C
3x2(2)2C
S
3X4/0
P
3X2/0(2)2C
S
3X2/0
P
3X2/0(2)2C
S
3X2
P
3X2/0(2)2C
S
3x336,4
P
3x2(2)2C
3x2/0
S
3x4/0
P
3x2(2)2C
S
3x2(2)2C
P
3x2
----
P
Ângulos
S
3x2(2)2C
Esforços resultantes em ângulo
Rede primária e rede secundária – Cabos de alumínio CA
5º
35
50
73
99
141
188
56
67
90
116
158
10º
70
101
146
198
282
376
112
135
180
232
316
15º
105
151
218
296
422
564
168
202
269
348
473
20º
139
201
290
394
561
750
224
269
358
462
629
25º
174
250
362
492
700
935
279
335
447
576
784
30º
208
299
433
588
837
1 118
334
400
534
689
938
35º
241
347
503
683
972
1 299
387
465
620
801
1 090
40º
274
395
572
777
1 106
1 477
441
529
706
911
1 240
45º
307
442
640
869
1 237
1 653
493
592
790
1 019
1 387
50º
339
488
706
960
1 366
1 825
545
654
872
1 125
1 532
55º
370
534
772
1 049
1 493
1 994
595
714
953
1 229
1 673
60º
401
578
836
1 136
1 616
2 159
644
773
1 032
1 331
1 812
65º
431
621
898
1 220
1 737
2 320
692
831
1 109
1 431
1 947
70º
460
663
959
1 303
1 854
2 477
739
887
1 183
1 527
2 079
75º
488
703
1 018
1 383
1 968
2 629
784
942
1 256
1 621
2 206
80º
515
743
1 075
1 460
2 078
2 776
828
994
1 326
1 712
2 330
85º
542
781
1 129
1 534
2 184
2 918
871
1 045
1 394
1 799
2 448
90º
567
817
1 182
1 606
2 286
3 054
911
1 094
1 459
1 883
2 563
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P
3x4/0
3x4/0(2/0)2C
3x336,4
3x4/0(2/0)2C
3x477
3x4/0(2/0)2C
3x2
S
P
S
P
S
P
S
P
S
----
S
3x477
P
----
S
3x336,4
P
----
S
3x4/0
P
----
S
3x2/0
P
----
S
3x4/0(2/0)2C
----
P
3x2/0
3x2/0(2)2C
S
3x4/0(2/0)2C
P
3x2
S
3x4/0(2/0)2C
P
3x477
Ângulos
5º
205
88
93
116
142
184
231
22
45
71
113
160
10º
411
177
186
231
284
368
462
44
89
142
226
320
15º
615
264
279
347
425
550
692
67
134
212
338
480
20º
818
352
372
461
565
732
921
89
178
282
449
638
25º
1 019
438
463
575
705
913
1 148
110
222
352
560
795
30º
1 219
524
554
687
843
1 091
1 372
132
266
421
670
951
35º
1 416
609
643
799
979
1 268
1 595
153
309
489
778
1 105
40º
1 611
693
732
908
1 113
1 442
1 814
175
351
556
885
1 256
45º
1 802
775
819
1 016
1 246
1 614
2 029
195
393
622
990
1 406
50º
1 991
856
904
1 122
1 376
1 782
2 241
216
434
687
1 094
1 553
55º
2 175
935
988
1 226
1 503
1 947
2 449
236
474
751
1 195
1 696
60º
2 355
1 013
1 070
1 328
1 628
2 108
2 651
255
513
813
1 294
1 837
65º
2 531
1 088
1 150
1 427
1 749
2 266
2 849
274
552
874
1 390
1 974
70º
2 702
1 162
1 227
1 523
1 867
2 419
3 042
293
589
933
1 484
2 107
75º
2 867
1 233
1 302
1 617
1 982
2 567
3 228
311
625
990
1 575
2 236
80º
3 028
1 302
1 375
1 707
2 092
2 710
3 409
328
660
1 045
1 663
2 361
85º
3 182
1 368
1 445
1 794
2 199
2 849
3 582
345
694
1 099
1 748
2 482
90º
3 331
1 432
1 513
1 878
2 302
2 982
3 750
361
726
1 150
1 830
NOTA 1
A resultante em fim de linha é equivalente ao ângulo de 60º.
NOTA 2
Para o cálculo dos esforços resultantes foram considerados:
• postes de 9 m para secundária (S);
• postes de 11 m para primária (P) e secundária (S);
• altura do fio controle a 6,50 m do solo.
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ND.22
Tabela 34
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
----
3x2(2)2C
3x2
3x2(2)2C
3x2/0
3x2(2)2C
3x4/0
3x2(2)2C
3x336,4
3x2(2)2C
3x447
3x2(2)2C
----
3x2/0(2)2C
3x2
3x2/0(2)2C
3x2/0
3x2/0(2)2C
3x4/0
3x2/0(2)2C
3x336,4
3x2/0(2)2C
Ângulos
Postes de concreto circular para estruturas em ângulos e fim de linha
Rede primária e rede secundária – Cabos de alumínio CA
5º
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
10º
200
200
200
200
400
400
200
200
200
400
400
15º
200
200
400
400
600
600
200
400
400
400
600
20º
200
400
400
400
600
1 000
400
400
400
600
1 000
25º
200
400
400
600
1 000
1 000
400
400
600
600
1 000
30º
400
400
600
600
1 000
1 500
400
400
600
1 000
1 000
35º
400
400
600
1 000
1 000
1 500
400
600
1 000
1 000
1 500
40º
400
400
600
1 000
1 500
1 500
600
600
1 000
1 000
1 500
45º
400
600
1 000
1 000
1 500
TR
600
600
1 000
1 500
1 500
50º
400
600
1 000
1 000
1 500
TR
600
1 000
1 000
1 500
TR
55º
400
600
1 000
1 500
1 500
TR
600
1 000
1 000
1 500
TR
60º
600
600
1 000
1 500
TR
TR
1 000
1 000
1 500
1 500
TR
65º
600
1 000
1 000
1 500
TR
TR
1 000
1 000
1 500
1 500
TR
70º
600
1 000
1 000
1 500
TR
TR
1 000
1 000
1 500
TR
TR
75º
600
1 000
1 500
1 500
TR
TR
1 000
1 000
1 500
TR
TR
80º
600
1 000
1 500
1 500
TR
TR
1 000
1 000
1 500
TR
TR
85º
600
1 000
1 500
TR
TR
TR
1 000
1 500
1 500
TR
TR
90º
600
1 000
1 500
TR
TR
TR
1 000
1 500
1 500
TR
TR
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
3x477
3x2/0(2)2C
----
3x4/0(2/0)2C
3x2
3x4/0(2/0)2C
3x2/0
3x4/0(2/0)2C
3x4/0
3x4/0(2/0)2C
3x336,4
3x4/0(2/0)2C
3x477
3x4/0(2/0)2C
3x2
----
3x2/0
----
3x4/0
----
3x336,4
----
3x477
----
Ângulos
5º
400
200
200
200
200
200
400
200
200
200
200
200
10º
600
200
200
400
400
400
600
200
200
200
400
400
15º
1 000
400
400
400
600
600
1 000
200
200
400
400
600
20º
1 000
400
400
600
600
1 000
1 000
200
200
400
600
1 000
25º
1 500
600
600
600
1 000
1 000
1 500
200
400
400
600
1 000
30º
1 500
600
600
1 000
1 000
1 500
1 500
200
400
600
1 000
1 000
35º
1 500
1 000
1 000
1 000
1 000
1 500
TR
200
400
600
1 000
1 500
40º
TR
1 000
1 000
1 000
1 500
1 500
TR
200
400
600
1 000
1 500
45º
TR
1 000
1 000
1 500
1 500
TR
TR
200
400
1 000
1 000
1 500
50º
TR
1 000
1 000
1 500
1 500
TR
TR
400
600
1 000
1 500
TR
55º
TR
1 000
1 000
1 500
TR
TR
TR
400
600
1 000
1 500
TR
60º
TR
1 500
1 500
1 500
TR
TR
TR
400
600
1 000
1 500
TR
65º
TR
1 500
1 500
1 500
TR
TR
TR
400
600
1 000
1 500
TR
70º
TR
1 500
1 500
TR
TR
TR
TR
400
600
1 000
1 500
TR
75º
TR
1 500
1 500
TR
TR
TR
TR
400
1 000
1 000
TR
TR
80º
TR
1 500
1 500
TR
TR
TR
TR
400
1 000
1 500
TR
TR
85º
TR
1 500
1 500
TR
TR
TR
TR
400
1 000
1 500
TR
TR
90º
TR
1 500
TR
TR
TR
TR
TR
400
1 000
1 500
TR
TR
NOTA 1
Poste de fim de linha é equivalente ao do ângulo de 60º.
NOTA 2
TR: Postes de resistência adequada com condutores em tração reduzida.
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 35
P
S
P
S
P
S
3 x 1 x 50+50
S
3 x 477
----
P
3 x 1 x 50+50
3 x 1 x 35+50
S
3 x 336,4
3 x 477
P
3 x 1 x 50+50
3 x 1 x 35+50
S
3 x 4/0
P
3 x 1 x 50+50
S
3 x 2/0
P
3 x 1 x 50+50
S
3x2
P
3 x 1 x 50+50
S
3 x 336,4
P
3 x 1 x 35+50
3 x 2/0
S
3 x 4/0
P
3 x 1 x 35+50
S
3 x 1 x 35+50
P
3x2
----
P
Ângulos
S
3 x 1 x 35+50
Rede primária cabos de alumínio CA e rede secundária isolada
5º
25
42
65
91
133
180
25
42
65
91
133
180
10º
49
84
129
181
265
360
50
85
130
182
266
360
15º
74
126
193
271
397
539
75
127
194
273
398
540
20º
98
167
257
361
528
717
100
169
259
363
530
718
25º
122
209
320
450
658
893
124
210
322
452
660
895
30º
146
249
383
538
787
1 068
149
252
385
540
789
1 070
35º
170
290
445
625
914
1 241
173
292
448
628
917
1 244
40º
193
330
506
711
1 040
1 412
196
333
509
714
1 043
1 414
45º
216
369
566
796
1 164
1 579
220
372
570
799
1 167
1 583
50º
238
407
626
879
1 285
1 744
243
411
629
883
1 289
1 748
55º
260
445
684
960
1 404
1 906
265
449
687
964
1 408
1 910
60º
282
482
740
1 040
1 521
2 064
287
486
744
1 044
1 525
2 068
65º
303
518
795
1 117
1 634
2 218
309
523
800
1 122
1 639
2 222
70º
323
553
849
1 193
1 744
2 367
329
558
854
1 198
1 749
2 372
75º
343
587
901
1 266
1 851
2 512
350
592
906
1 271
1 856
2 518
80º
362
620
952
1 337
1 955
2 653
369
625
957
1 342
1 960
2 658
85º
381
651
1 000
1 405
2 055
2 788
388
657
1 006
1 411
2 060
2 794
90º
399
682
1 047
1 471
2 150
2 918
406
688
1 053
1 477
2 156
2 924
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ND.22
S
P
S
P
S
P
S
3 x 477
3 x 1 x 120+70
----
P
3 x 1 x 120+70
3 x 1 x 70+50
S
3 x 336,4
3 x 477
P
3 x 1 x 120+70
3 x 1 x 70+50
S
3 x 4/0
P
3 x 1 x 120+70
S
3 x 2/0
P
3 x 1 x 120+70
S
3x2
P
3 x 1 x 120+70
S
3 x 336,4
P
3 x 1 x 70+50
3 x 2/0
S
3 x 4/0
P
3 x 1 x 70+50
S
3 x 1 x 70+50
P
3x2
----
P
Ângulos
S
3 x 1 x 70+50
5º
27
44
67
93
135
182
38
53
76
102
144
191
10º
55
89
134
186
270
364
77
106
151
203
287
382
15º
82
133
200
278
404
546
115
159
226
305
430
572
20º
109
176
266
370
537
726
153
212
301
405
572
761
25º
136
220
332
461
670
905
190
264
375
505
713
948
30º
163
263
397
552
801
1 082
228
315
449
604
853
1 134
35º
189
306
461
641
930
1 257
265
366
522
702
991
1 318
40º
215
348
524
729
1 058
1 429
301
417
593
798
1 127
1 499
45º
241
389
586
816
1 184
1 599
337
466
664
893
1 261
1 677
50º
266
429
648
901
1 307
1 766
372
515
733
986
1 393
1 852
55º
290
469
708
984
1 428
1 930
406
563
801
1 078
1 522
2 023
60º
314
508
766
1 066
1 547
2 090
440
609
867
1 167
1 648
2 191
65º
338
546
823
1 146
1 662
2 246
473
655
932
1 254
1 771
2 354
70º
361
583
879
1 223
1 774
2 397
505
699
995
1 339
1 890
2 513
75º
383
619
933
1 298
1 883
2 544
536
742
1 056
1 421
2 006
2 667
80º
404
653
985
1 370
1 988
2 687
566
783
1 115
1 500
2 118
2 816
85º
425
687
1 035
1 440
2 090
2 824
595
823
1 172
1 577
2 226
2 960
90º
445
719
1 084
1 508
2 187
2 955
622
861
1 227
1 650
2 330
NOTA 1
NOTA 2
• fixação da rede secundária isolada a 6,50 m do solo.
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 36
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
----
3 x 1 x 35+50
3x2
3 x 1 x 35+50
3 x 2/0
3 x 1 x 35+50
3 x 4/0
3 x 1 x 35+50
3 x 336,4
3 x 1 x 35+50
3 x 477
3 x 1 x 35+50
----
3 x 1 x 50+50
3x2
3 x 1 x 50+50
3 x 2/0
3 x 1 x 50+50
3 x 4/0
3 x 1 x 50+50
3 x 336,4
3 x 1 x 50+50
3 x 477
3 x 1 x 50+50
Ângulos
Rede primária cabos de alumínio CA e rede secundária isolada
5º
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
10º
200
200
200
200
400
400
200
200
200
200
400
400
15º
200
200
200
400
400
600
200
200
200
400
400
600
20º
200
200
400
400
600
1 000
200
200
400
400
600
1 000
25º
200
400
400
600
1 000
1 000
200
400
400
600
1 000
1 000
30º
200
400
400
600
1 000
1 500
200
400
400
600
1 000
1 500
35º
200
400
600
1 000
1 000
1 500
200
400
600
1 000
1 000
1 500
40º
200
400
600
1 000
1 500
1 500
200
400
600
1 000
1 500
1 500
45º
400
400
600
1 000
1 500
TR
400
400
600
1 000
1 500
TR
50º
400
600
1 000
1 000
1 500
TR
400
600
1 000
1 000
1 500
TR
55º
400
600
1 000
1 000
1 500
TR
400
600
1 000
1 000
1 500
TR
60º
400
600
1 000
1 500
TR
TR
400
600
1 000
1 500
TR
TR
65º
400
600
1 000
1 500
TR
TR
400
600
1 000
1 500
TR
TR
70º
400
600
1 000
1 500
TR
TR
400
600
1 000
1 500
TR
TR
75º
400
600
1 000
1 500
TR
TR
400
600
1 000
1 500
TR
TR
80º
400
1 000
1 000
1 500
TR
TR
400
1 000
1 000
1 500
TR
TR
85º
400
1 000
1 000
1 500
TR
TR
400
1 000
1 500
1 500
TR
TR
90º
400
1 000
1 500
1 500
TR
TR
600
1 000
1 500
1 500
TR
TR
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
----
3 x 1 x 70+50
3x2
3 x 1 x 70+50
3 x 2/0
3 x 1 x 70+50
3 x 4/0
3 x 1 x 70+50
3 x 336,4
3 x 1 x 70+50
3 x 477
3 x 1 x 70+50
----
3 x 1 x 120+70
3x2
3 x 1 x 120+70
3 x 2/0
3 x 1 x 120+70
3 x 4/0
3 x 1 x 120+70
3 x 336,4
3 x 1 x 120+70
3 x 477
3 x 1 x 120+70
Ângulos
5º
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
10º
200
200
200
200
400
400
200
200
200
400
400
400
15º
200
200
200
400
600
600
200
200
400
400
600
600
20º
200
200
400
400
600
1 000
200
400
400
600
600
1 000
25º
200
400
400
600
1 000
1 000
200
400
400
600
1 000
1 000
30º
200
400
400
600
1 000
1 500
400
400
600
1 000
1 000
1 500
35º
200
400
600
1 000
1 000
1 500
400
400
600
1 000
1 000
1 500
40º
400
400
600
1 000
1 500
1 500
400
600
600
1 000
1 500
1 500
45º
400
400
600
1 000
1 500
TR
400
600
1 000
1 000
1 500
TR
50º
400
600
1 000
1 000
1 500
TR
400
600
1 000
1 000
1 500
TR
55º
400
600
1 000
1 000
1 500
TR
600
600
1 000
1 500
TR
TR
60º
400
600
1 000
1 500
TR
TR
600
1 000
1 000
1 500
TR
TR
65º
400
600
1 000
1 500
TR
TR
600
1 000
1 000
1 500
TR
TR
70º
400
600
1 000
1 500
TR
TR
600
1 000
1 000
1 500
TR
TR
75º
400
1 000
1 000
1 500
TR
TR
600
1 000
1 500
1 500
TR
TR
80º
600
1 000
1 000
1 500
TR
TR
600
1 000
1 500
1 500
TR
TR
85º
600
1 000
1 500
1 500
TR
TR
600
1 000
1 500
TR
TR
TR
90º
600
1 000
1 500
TR
TR
TR
1 000
1 000
1 500
TR
TR
TR
NOTA 1
NOTA 2 TR: Postes de resistência adequada com condutores em tração reduzida.
Página 87
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 37
P
S
P
----
S
P
S
3x70(35)25C
S
3x25
P
3x70(35)25C
S
3x35(25)25C
P
3x120
----
S
3x35(25)25C
3x25(25)25C
P
3x70
3x120
S
3x35(25)25C
P
3x35
S
3x35(25)25C
P
3x25
S
3x35(25)25C
P
3x25(25)25C
3x35
S
3x70
P
3x25(25)25C
S
3x25(25)25C
P
3x25
----
P
Ângulos
S
3x25(25)25C
Rede primária e rede secundária – Cabos de cobre
5º
43
62
75
111
182
55
72
84
121
191
94
103
10º
86
124
149
222
363
110
143
169
242
382
187
205
15º
129
186
224
333
544
165
215
253
362
573
280
308
20º
172
247
298
443
723
219
286
336
481
762
373
409
25º
214
308
371
552
902
273
356
419
600
949
465
510
30º
256
369
444
660
1 078
327
426
501
717
1 135
556
610
35º
297
428
516
767
1 253
380
495
582
834
1 319
646
709
40º
338
487
587
873
1 425
432
562
662
948
1 500
735
806
45º
378
545
656
976
1 594
483
629
741
1 061
1 679
822
902
50º
418
602
725
1 078
1 761
534
695
818
1 172
1 854
908
996
55º
456
658
792
1 178
1 924
583
759
894
1 280
2 025
992
1 088
60º
494
712
857
1 276
2 083
631
822
968
1 386
2 193
1 074
1 178
65º
531
765
921
1 371
2 238
678
884
1 040
1 489
2 357
1 154
1 266
70º
567
817
984
1 464
2 389
724
943
1 110
1 590
2 516
1 232
1 352
75º
602
867
1 044
1 553
2 536
769
1 001
1 178
1 688
2 670
1 308
1 435
80º
635
915
1 102
1 640
2 678
812
1 057
1 244
1 782
2 820
1 381
1 515
85º
668
962
1 159
1 724
2 814
853
1 111
1 308
1 873
2 963
1 451
1 592
90º
699
1 007
1 213
1 804
2 946
893
1 163
1 369
1 960
3 102
1 519
1 667
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
3x70(35)25C
3x70
3x70(35)25C
3x120
3x70(35)25C
----
3x120(70)25C
3x25
3x120(70)25C
3x35
3x120(70)25C
3x70
3x120(70)25C
3x120
3x120(70)25C
3x25
S
P
S
P
S
P
S
----
P
3x120
S
----
P
3x70
S
----
P
3x35
S
----
P
3x35
Ângulos
5º
115
152
222
172
166
179
215
286
27
40
77
147
10º
231
304
444
344
332
357
430
571
55
80
153
294
15º
346
455
666
515
497
535
644
854
82
120
229
440
20º
460
605
885
686
661
711
856
1 137
109
160
305
585
25º
573
754
1 104
854
823
886
1 068
1 417
136
199
380
730
30º
685
902
1 320
1 022
985
1 060
1 277
1 694
163
238
455
872
35º
796
1 048
1 533
1 187
1 144
1 232
1 483
1 969
189
277
528
1 014
40º
906
1 192
1 744
1 350
1 301
1 401
1 687
2 239
215
315
601
1 153
45º
1 013
1 333
1 951
1 511
1 456
1 567
1 887
2 505
241
352
672
1 290
50º
1 119
1 473
2 155
1 668
1 608
1 731
2 084
2 767
266
389
742
1 425
55º
1 223
1 609
2 354
1 823
1 757
1 891
2 277
3 023
290
425
811
1 557
60º
1 324
1 742
2 549
1 974
1 902
2 048
2 466
3 273
315
460
878
1 685
65º
1 423
1 872
2 740
2 121
2 044
2 200
2 650
3 517
338
494
944
1 811
70º
1 519
1 999
2 925
2 264
2 182
2 349
2 829
3 755
361
528
1 008
1 934
75º
1 612
2 121
3 104
2 403
2 316
2 493
3 003
3 985
383
560
1 069
2 052
80º
1 702
2 240
3 277
2 538
2 446
2 632
3 170
4 208
404
591
1 129
2 167
85º
1 789
2 354
3 445
2 667
2 570
2 767
3 332
4 423
425
621
1 187
90º
1 872
2 464
3 605
2 792
2 690
2 896
3 488
4 629
445
650
1 242
2 277
2
NOTA 1
NOTA 2
• altura do fio controle a 6,50 m do solo.
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 38
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
----
3x25(25)25C
3x25
3x25(25)25C
3x35
3x25(25)25C
3x70
3x25(25)25C
3x120
3x25(25)25C
----
3x35(25)25C
3x25
3x35(25)25C
3x35
3x35(25)25C
3x70
3x35(25)25C
3x120
3x35(25)25C
----
3x70(35)25C
3x25
3x70(35)25C
Ângulos
Rede primária e rede secundária – Cabos de cobre
5º
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
10º
200
200
200
400
400
200
200
200
400
400
200
400
15º
200
200
400
400
600
200
400
400
400
600
400
400
20º
200
400
400
600
1 000
400
400
400
600
1 000
400
600
25º
400
400
400
600
1 000
400
400
600
600
1 000
600
600
30º
400
400
600
1 000
1 500
400
600
600
1 000
1 500
600
1 000
35º
400
600
600
1 000
1 500
400
600
600
1 000
1 500
1 000
1 000
40º
400
600
600
1 000
1 500
600
600
1 000
1 000
1 500
1 000
1 000
45º
400
600
1 000
1 000
TR
600
1 000
1 000
1 500
TR
1 000
1 000
50º
600
1 000
1 000
1 500
TR
600
1 000
1 000
1 500
TR
1 000
1 000
55º
600
1 000
1 000
1 500
TR
600
1 000
1 000
1 500
TR
1 000
1 500
60º
600
1 000
1 000
1 500
TR
1 000
1 000
1 000
1 500
TR
1 500
1 500
65º
600
1 000
1 000
1 500
TR
1 000
1 000
1 500
1 500
TR
1 500
1 500
70º
600
1 000
1 000
1 500
TR
1 000
1 000
1 500
TR
TR
1 500
1 500
75º
1 000
1 000
1 500
TR
TR
1 000
1 500
1 500
TR
TR
1 500
1 500
80º
1 000
1 000
1 500
TR
TR
1 000
1 500
1 500
TR
TR
1 500
TR
85º
1 000
1 000
1 500
TR
TR
1 000
1 500
1 500
TR
TR
1 500
TR
90º
1 000
1 500
1 500
TR
TR
1 000
1 500
1 500
TR
TR
TR
TR
Página 90
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
3x35
3x70(35)25C
3x70
3x70(35)25C
3x120
3x70(35)25C
-----------
3x120(70)25C
3x25
3x120(70)25C
3x35
3x120(70)25C
3x70
3x120(70)25C
3x120
3x120(70)25C
3x25
----
3x35
----
3x70
----
3x120
----
Ângulos
5º
200
200
400
200
200
200
400
400
200
200
200
200
10º
400
400
600
400
400
400
600
600
200
200
200
400
15º
400
600
1 000
600
600
600
1 000
1 000
200
200
400
600
20º
600
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 500
200
200
400
600
25º
600
1 000
1 500
1 000
1 000
1 000
1 500
1 500
200
200
400
1 000
30º
1 000
1 000
1 500
1 500
1 000
1 500
1 500
TR
200
400
600
1 000
35º
1 000
1 500
TR
1 500
1 500
1 500
1 500
TR
200
400
600
1 500
40º
1 000
1 500
TR
1 500
1 500
1 500
TR
TR
400
400
1 000
1 500
45º
1 500
1 500
TR
TR
1 500
TR
TR
TR
400
400
1 000
1 500
50º
1 500
1 500
TR
TR
TR
TR
TR
TR
400
400
1 000
1 500
55º
1 500
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
400
600
1 000
TR
60º
1 500
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
400
600
1 000
TR
65º
1 500
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
400
600
1 000
TR
70º
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
400
600
1 500
TR
75º
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
400
600
1 500
TR
80º
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
600
600
1 500
TR
85º
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
600
1 000
90º
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
TR
600
1 000
NOTA 1
NOTA 2
TR: Postes de resistência adequada com condutores em tração reduzida.
Página 91
1 500
TR
1 5
TR
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 39
P
S
P
S
3 x 1 x 50+50
S
3 x 120
P
3 x 1 x 50+50
S
3 x 70
----
P
3 x 1 x 50+50
3 x 1 x 35+50
S
3 x 35
P
3 x 1 x 50+50
S
3 x 25
P
3 x 1 x 50+50
S
3 x 120
P
3 x 1 x 35+50
3 x 35
S
3 x 70
P
3 x 1 x 35+50
S
3 x 1 x 35+50
P
3 x 25
----
P
Ângulos
S
3 x 1 x 35+50
Rede primária cabos de cobre e rede secundária isolada
5º
25
47
60
96
167
25
48
60
97
167
10º
49
94
120
193
333
50
95
120
193
334
15º
74
141
179
288
499
75
142
180
290
500
20º
98
188
239
384
664
100
189
240
385
666
25º
122
234
297
478
828
124
236
299
480
830
30º
146
280
355
572
990
149
282
358
574
992
35º
170
326
413
665
1 150
173
328
416
667
1 153
40º
193
370
470
756
1 308
196
373
473
759
1 311
45º
216
414
526
846
1 464
220
418
529
849
1 467
50º
238
458
580
934
1 616
243
461
584
938
1 620
55º
260
500
634
1 021
1 766
265
504
638
1 025
1 770
60º
282
541
687
1 105
1 912
287
546
691
1 109
1 917
65º
303
582
738
1 188
2 055
309
586
743
1 192
2 059
70º
323
621
788
1 268
2 194
329
626
793
1 273
2 199
75º
343
659
836
1 346
2 328
350
664
841
1 351
2 333
80º
362
696
883
1 421
2 458
369
701
888
1 426
2 464
85º
381
731
928
1 493
2 584
388
737
934
1 499
2 590
90º
399
766
971
1 563
2 704
406
772
977
1 569
2 710
Página 92
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ND.22
P
S
P
S
3 x 1 x 120+70
S
3 x 120
P
3 x 1 x 120+70
S
3 x 70
----
P
3 x 1 x 120+70
3 x 1 x 70+50
S
3 x 35
P
3 x 1 x 120+70
S
3 x 25
P
3 x 1 x 120+70
S
3 x 120
P
3 x 1 x 70+50
3 x 35
S
3 x 70
P
3 x 1 x 70+50
S
3 x 1 x 70+50
P
3 x 25
----
P
Ângulos
S
3 x 1 x 70+50
5º
27
50
62
99
169
38
58
71
108
178
10º
55
99
124
197
338
77
117
142
215
355
15º
82
148
186
295
506
115
175
212
322
532
20º
109
197
248
393
673
153
232
283
428
708
25º
136
246
309
490
839
190
289
352
533
883
30º
163
294
369
586
1 003
228
346
421
638
1 056
35º
189
341
429
680
1 166
265
402
489
741
1 227
40º
215
388
488
774
1 326
301
457
557
843
1 395
45º
241
434
546
866
1 484
337
512
623
943
1 561
50º
266
480
603
956
1 638
372
565
688
1 042
1 724
55º
290
524
658
1 045
1 790
406
617
752
1 138
1 883
60º
314
567
713
1 131
1 938
440
669
814
1 232
2 039
65º
338
610
766
1 216
2 083
473
718
875
1 324
2 192
70º
361
651
818
1 298
2 224
505
767
934
1 414
2 340
75º
383
691
868
1 377
2 360
536
814
991
1 500
2 483
80º
404
730
916
1 454
2 492
566
859
1 046
1 584
2 622
85º
425
767
963
1 529
2 619
595
903
1 100
1 665
2 756
90º
445
803
1 008
1 600
2 741
622
945
1 151
1 743
2
884
NOTA 1 A resultante em fim de linha é equivalente ao ângulo de 60º.
NOTA 2 Para o cálculo dos esforços resultantes foram considerados:
• fixação da rede secundária isolada a 6,50 m do solo.
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 40
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
----
3 x 1 x 35+50
3 x 25
3 x 1 x 35+50
3 x 35
3 x 1 x 35+50
3 x 70
3 x 1 x 35+50
3 x 120
3 x 1 x 35+50
----
3 x 1 x 50+50
3 x 25
3 x 1 x 50+50
3 x 35
3 x 1 x 50+50
3 x 70
3 x 1 x 50+50
3 x 120
3 x 1 x 50+50
Ângulos
Rede primária cabos de cobre e rede secundária isolada
5º
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
10º
200
200
200
200
400
200
200
200
200
400
15º
200
200
200
400
600
200
200
200
400
600
20º
200
200
400
400
1 000
200
200
400
400
1 000
25º
200
400
400
600
1 000
200
400
400
600
1 000
30º
200
400
400
600
1 000
200
400
400
600
1 000
35º
200
400
600
1 000
1 500
200
400
600
1 000
1 500
40º
200
400
600
1 000
1 500
200
400
600
1 000
1 500
45º
400
600
600
1 000
1 500
400
600
600
1 000
1 500
50º
400
600
600
1 000
TR
400
600
600
1 000
TR
55º
400
600
1 000
1 500
TR
400
600
1 000
1 500
TR
60º
400
600
1 000
1 500
TR
400
600
1 000
1 500
TR
65º
400
600
1 000
1 500
TR
400
600
1 000
1 500
TR
70º
400
1 000
1 000
1 500
TR
400
1 000
1 000
1 500
TR
75º
400
1 000
1 000
1 500
TR
400
1 000
1 000
1 500
TR
80º
400
1 000
1 000
1 500
TR
400
1 000
1 000
1 500
TR
85º
400
1 000
1 000
1 500
TR
400
1 000
1 000
1 500
TR
90º
400
1 000
1 000
TR
TR
600
1 000
1 000
TR
TR
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ND.22
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
P
S
----
3 x 1 x 70+50
3 x 25
3 x 1 x 70+50
3 x 35
3 x 1 x 70+50
3 x 70
3 x 1 x 70+50
3 x 120
3 x 1 x 70+50
----
3 x 1 x 120+70
3 x 25
3 x 1 x 120+70
3 x 35
3 x 1 x 120+70
3 x 70
3 x 1 x 120+70
3 x 120
3 x 1 x 120+70
Ângulos
5º
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
10º
200
200
200
200
400
200
200
200
400
400
15º
200
200
200
400
600
200
200
400
400
600
20º
200
200
400
400
1 000
200
400
400
600
1 000
25º
200
400
400
600
1 000
200
400
400
600
1 000
30º
200
400
400
600
1 500
400
600
600
1 000
1 500
35º
200
400
600
1 000
1 500
400
600
600
1 000
1 500
40º
400
400
600
1 000
1 500
400
600
600
1 000
1 500
45º
400
600
600
1 000
1 500
400
600
1 000
1 000
TR
50º
400
600
1 000
1 000
TR
400
600
1 000
1 500
TR
55º
400
600
1 000
1 500
TR
600
1 000
1 000
1 500
TR
60º
400
600
1 000
1 500
TR
600
1 000
1 000
1 500
TR
65º
400
1 000
1 000
1 500
TR
600
1 000
1 000
1 500
TR
70º
400
1 000
1 000
1 500
TR
600
1 000
1 000
1 500
TR
75º
400
1 000
1 000
1 500
TR
600
1 000
1 000
1 500
TR
80º
600
1 000
1 000
1 500
TR
600
1 000
1 500
TR
TR
85º
600
1 000
1 000
TR
TR
600
1 000
1 500
TR
TR
90º
600
1 000
1 500
TR
TR
1 000
1 000
1 500
TR
TR
NOTA 1 Poste de fim de linha é equivalente ao do ângulo de 60º.
NOTA 2 TR: Postes de resistência adequada com condutores em tração reduzida.
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 41
Escolha de estruturas
Ângulos e vãos máximos – Rede primária com cabo de alumínio CA
2 AWG
Estrutura
Cabos de alumínio CA
2/0 AWG
4/0 AWG
336,4 MCM
Vão
Vão
Vão
Ângulo
Ângulo
Ângulo
m
m
m
0º/30º
75
0º/20º
80
0º/12º
80
477 MCM
Vão
Ângulo
m
0º/8º
80
B1
B2
0º/30º
Vão
m
75
30º/45º
70
30º/45º
70
20º/40º
70
12º/24º
80
8º/16º
80
B3
-
80
-
80
-
80
-
80
-
80
B4
45º/60º
60
45º/60º
60
40º/60º
60
24º/60º
60
16º/60º
60
N3/N3
60º/90º
80
60º/90º
80
60º/90º
80
60º/90º
80
60º/90º
80
M1
0º/30º
80
0º/30º
80
0º/20º -
80
0º/12º
80
0º/8º
80
M2
30º/45º
80
30º/45º
80
20º/40º
80
12º/24º
80
8º/16º
80
M4
45º/60º
80
45º/60º
80
40º/60º
80
24º/60º
80
16º/60º
80
M3
-
80
-
80
-
80
-
80
-
80
Ângulo
NOTA 1
Para fim de linha devem ser utilizadas estruturas B2, M2 ou N2 para cabo 2 AWG CA e
estruturas B3, M3 ou N3 para demais bitolas.
NOTA 2
Estruturas com cruzetas de 2,00 m
Tabela 42
Escolha de estruturas
Ângulos e vãos máximos – Rede primária com cabo de alumínio CA
Estrutura
B1
25 mm2
Vão
Ângulo
m
Cabos de cobre
35 mm2
70 mm2
Vão
Vão
Ângulo
Ângulo
m
m
120 mm2
Vão
Ângulo
m
0º/30º
0º/30º
70
o
70
0º/18º
70
0º/10º
45
65
18º/36º
70
10º/20º
70
B2
B3
B4
N3/N3
M1
M2
30º/45º
65
30º/45
-
75
-
75
-
75
-
75
45º/60º
55
45º/60º
55
36º/60º
55
20º/60º
55
60º/90º
80
60º/90º
80
60º/90º
80
60º/90º
80
0º/30º
80
0º/30º
80
0º/18º
80
0º/10º
80
30º/45º
80
30º/45º
80
18º/36º
80
10º/20º
80
M4
M3
45º/60º
80
45º/60º
80
45º/60º
80
45º/60º
80
-
80
-
80
-
80
-
80
NOTA 1
Para fim de linha devem ser utilizadas as estruturas B2, M2 ou N2 para
cabo 25 mm2 e as estrutura B3, M3 ou N3 para demais seções.
NOTA 2
Estruturas com cruzetas de 2,00 m.
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Tabela 43
Tração no tirante para cruzeta de 2,00 m – Estrutura tipo beco
Cabo de alumínio CA
Cabo de cobre
Bitola
AWG/MCM
Tração no tirante
Estrutura B3
daN
Seção
mm2
Tração no tirante
Estrutura B3
daN
2
162
25
200
2/0
326
35
293
4/0
517
70
559
336,4
822
120
1 074
477
1 167
-
-
Para dimensionamento do poste deve ser considerado que a estrutura primária
ficará submetida a um esforço resultante no valor de:
—
F = 1,12 × T
em que T a tração de projeto do condutor.
Tabela 44
Tração no tirante para cruzeta de 2,00 m – Estrutura tipo meio beco
Cabo de alumínio CA
Cabo de cobre
Bitola
AWG/MCM
Tração no tirante
Estrutura M3
daN
Seção
mm2
Tração no tirante
Estrutura M3
daN
2
83
25
102
2/0
166
35
149
4/0
263
70
284
336,4
419
120
545
477
595
-
-
Para dimensionamento do poste, deve ser considerado que a estrutura primária
ficará submetida a um esforço resultante no valor de:
—
F = 2,04 × T
em que T a tração de projeto do condutor.
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Revisão 05 – 07/2015
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Tabela 45
Dimensionamento de estai de cruzeta a poste
Cordoalha de aço
6,35 mm (1/4”)
9,53 mm (3/8”)
Rede de distribuição
Cabo de alumínio até 4/0 AWG
Cabo de cobre até 70 mm2
Cabo de alumínio 336,4 MCM e 477 MCM
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ANEXOS
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Anexo A
Exemplo de trações reduzidas
Considerando as configurações de rede indicadas abaixo, teremos as seguintes trações de
projeto:
3 x 336,4 MCM → R = 3 × 436 daN = 1 308 daN
3 x 2 ( 2 ) 2 C → R = 5 × 6 daN = 430 daN
3x2( 2) 2C
Poste nº 4
11200
Poste nº 1
11600 N4
6C 10R
3 x 336,4
13,8 kV
Poste nº 2
11600
Poste nº 3
11600
Para a rede com vãos entre postes de 35 m e tração normal, o esforço de fim de linha no
poste nº 3 é:
6,9
6,9
TB = FP + (FS ×
) = 1 308 + ( 430 ×
) = 1 308 + 326 = 1 634 daN
9,1
9,1
Esse esforço no poste é excessivo, razão pela qual é adotada a tração reduzida nesse trecho
de rede:
a) Os vãos entre postes no 1 e no 2 e entre no 2 e no 3 são reduzidos para 20 m, ao invés de
35 m.
Para vão de 35 m, na temperatura mínima de 0 ºC, a flecha é de 0,17 m, conforme Tabela
22. Para a redução da tração, as flechas para os vãos de 20 m são mantidas iguais aos do
vão de 35 m, que é de 0,17 m, portanto teremos:
2
V 
TR =  R  × TB
 VB 
2
⇒
 20 
TR =   × 1 634 = 533 daN
 35 
Sendo:
VR = vão reduzido
VB = vão básico
b) Dimensionamento do poste no 1
No poste no 1, teremos um esforço resultante F1 devido a diferença de trações (de um lado
montagem com tração normal e do outro lado montagem com tração reduzida):
F1 = TB − TR = 1 634 − 533 = 1 101 daN
Adotamos o poste de 11 m x 600 daN para o de no 1 e teremos uma força remanescente F2
de :
F2 = F1 − 600 = 1 101 − 600 = 501 daN que é transferido para o poste no 2 através do estai
de poste a poste.
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ND.22
c) Dimensionamento do poste no 2
O esforço remanescente do poste no 1 é transferido ao poste no 2 por meio de um tirante,
fixado a 8,6 m de altura no poste no 1 e a 7,4 m no poste no 2.
9,1
9,1
F3 = F2 ×
= 501×
= 530 daN
8,6
8,6
F3 é a tração horizontal do tirante no poste no 1 a 8,6 m de altura
F’3 = 530 daN é também a reação do poste no 2 contra o tirante na altura de 7,4 m.
F3 = F3" no poste no 2
Transferindo para 0,10 m abaixo do topo temos:
F4 = F3 ×
7,4
7,4
= 530 ×
= 426 daN
9,2
9,2
Portanto o poste no 2 deve ser então de 11 m x 600 daN.
d) Dimensionamento do poste no 3
O esforço de tração reduzida (Tr = 533 daN) dos condutores deve ser absorvido pelo poste
seguinte, o de no 3, fixado em estrutura de ancoragem.
O poste no 3 deve ser então de 11 m x 600 daN.
TB = 1 634 daN
Tred = 533 daN
Poste nº 3
Poste nº 2
Poste nº 1
Poste nº 4
e) Dimensionamento do tirante
Tred = 533 daN
F4 = 426 daN
F3 = 530 daN
V = 35 m
F´3 = 530 daN
7,40 m
8,60 m
9,10 m
θ
V = 20 m
V = 20 m
O esforço real no tirante é calculado pelas seguintes expressões:
tg θ =
8,6 − 7,4 1,2
=
= 0,60
20
20
θ = arctg 0,60 = 3,43 o
Ft =
F3
530
=
= 531 daN
cos θ 0,9982
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Anexo B
Exemplo de medição e cálculo de demanda diversificada média por consumidor
Valores obtidos nas medições de correntes e de tensão de uma instalação transformadora:
― Medição noturna:
• Correntes máximas: Fase A: 110 A; Fase B: 112 A; Fase C: 114 A
• Tensão mínima: 121 V
• Demanda máxima: 40,65 kVA
― Medição diurna:
• Correntes máximas: Fase A: 84 A; Fase B: 83 A; Fase C: 80 A
• Tensão mínima: 122 V
• Demanda máxima: 30,13 kVA
Consumidores
Cargas instaladas especiais
Fornos ou
aquecimento
Força
Tipo
Residenciais
Quant.
54
-
1
6x¾
4x1½
1x3
1
5 x 1/3
3x½
2x3
1x5
56
-
Não
residenciais
TOTAL
Potências
cv
Demanda
Diurna
kVA
Noturna
kVA
-
-
Para cálculo de
demanda de
motores (ver
Anexo C)
9,23
-
Observações
Diurna
kVA)
Noturna
kVA
-
-
-
10,0
-
Padaria
-
-
Oficina
mecânica
10,0
-
-
Cálculo de demanda noturna
Iluminação pública:
30 pontos de iluminação com lâmpadas a vapor de sódio de 100 W:
Demanda de IP = 30 x 0,13 = 3,9 kVA
a)
Cálculo da demanda noturna:
Demanda medida noturna:
Dmn = E θθ ⋅ I1 ⋅ 3 = E θn ⋅ ⋅ (I1A + I1B + I1C )
Dmn = 121 ⋅ (110 + 112 + 114 ) = 40,65 kVA
Sendo:
Dmn – demanda medida noturna (VA)
Eθn – tensão fase-neutro medida (V)
I1A, I1B, I1C – correntes medidas (A)
Fator de correção sazonal (Fs): 1,20
Página 103
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Demanda de consumidores residenciais (noturna):
Dn = (D mn − de − dIP ) × Fs
Dn = ( 40,65 − 0 − 3,9) × 1,20 = 44,10 kVA
Sendo:
Dn = demanda noturna
de = demanda de consumidores não residenciais
dIP = demanda de iluminação pública
Demanda diversificada média por consumidor residencial (noturna):
D dm =
b)
D n 44,10
=
= 0,82 kVA
N
54
Cálculo de demanda diurna
Demanda medida diurna:
Dmd = E θθ × I1 × 3 = E θd × (I2 A + I2B + I2C )
Dmd = 122 × (84 + 83 + 80 ) = 30,13 kVA
Sendo:
Dmd – demanda medida diurna (VA)
Eθd – tensão fase-neutro medida (V)
I2A, I2B, I2C – correntes medidas (A)
Fator de correção sazonal (Fs): 1,20
Demanda de consumidores residenciais (diurna):
D d = (Dmd − de − dIP ) × Fs
D d = (30,13 − 19,23 − 0) × 1,20 = 13,08 kVA
Sendo:
Dd = demanda diurna
de = demanda de consumidores não residenciais
dIP = demanda de iluminação pública
Demanda diversificada média por consumidor residencial (diurna):
D
13,08
D dm = d =
= 0,24 kVA
N
54
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Anexo C
Exemplo de cálculo de demanda de motores (potência absorvida da rede)
a)
Padaria com seguintes motores trifásicos:
―
―
―
6 de 3/4 cv
4 de 1 ½ cv
1 de 3 cv
b)
Oficina mecânica com seguintes motores trifásicos:
―
―
―
―
5 de 1/3 cv
3 de 1/2 cv
2 de 3 cv
1 de 5 cv
c)
Para conversão das potências de cv para kVA, temos de acordo com a Tabela 7:
c.1) Padaria:
6 × 1,26 kVA =
7,56 kVA
4 × 2,17 kVA =
8,68 kVA
1× 4,04 kVA =
4,04 kVA
Total
=
20,28 kVA
c.2) Oficina mecânica:
5 × 0,65 kVA =
3,25 kVA
3 × 0,87 kVA =
2,61 kVA
2 × 4,04 kVA =
8,08 kVA
1× 6,02 kVA =
6,02 kVA
Total
=
19,96 kVA
d) Cálculo da demanda de motores do circuito:
d.1) Padaria:
― Potência total de motores = 20,28 kVA
―
Demanda de motores:
De acordo com a Tabela 4, considerado dois consumidores, o fator de coincidência é de 0,90,
portanto:
Dm = 20,28 × 0,90 = 18,25 kVA
― - Demanda de motores
De acordo com a Tabela 2, o fator de demanda típico de padaria é Fd = 0,23
D div = Dm × Fd = 18,25 × 0,23 = 4,20 kVA
d.2) Oficina mecânica
― Potência total de motores = 19,96 kVA
―
Demanda de motores:
De acordo com a Tabela 4, considerado dois consumidores, o fator de coincidência é de 0,90,
portanto:
Dm = 19,96 × 0,90 = 17,96 kVA
―
Demanda de motores
Página 105
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
De acordo com a Tabela 2, o fator de demanda típico de oficina é Fd = 0,28
D div = Dm × Fd = 17,96 × 0,28 = 5,03 kVA
d.3) Demandas da padaria e oficina mecânica:
A demanda referente aos motores da padaria e oficina mecânica é de:
4,20 + 5,03 = 9,23 kVA , que deve ser adicionada às outras cargas existentes para os cálculos
elétricos do circuito.
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Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Anexo D
Configuração de rede secundária – Cabos de alumínio
Exemplo de evolução dos circuitos para taxa de crescimento de 10% ao ano
1º ao 5º ano
5º ao 10º ano
3x2
3x2
3x2
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 4/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 4/0
3 x 4/0
1,50
a
2,00
3 x 4/0
3 x 2/0
3 x 4/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
0,75
a
1,50
3 x 2/0
3x2
3x2
3 x 2/0
3x2
0,00
a
0,75
3x2
3 x 4/0
kVA/poste
3 x 4/0
3 x 4/0
3 x 4/0
3 x 4/0
3 x 4/0
3 x 2/0
2,00
a
3,00
3 x 4/0
3 x 4/0
3 x 4/0
3 x 2/0
3 x 4/0
3 x 4/0
3,00
a
7,50
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 4/0
7,50
a
15,00
3 x 4/0
3 x 2/0
3 x 2/0
∆V inicial ≤ 3%
∆V final ≤ 5%
3 x 336,4
3 x 336,4
3 x 2/0
15,00
a
20,00
3 x 2/0
tamanho das quadras: 140 m x 100 m
Página 107
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Anexo D (continuação)
Configuração de rede secundária – Cabos de cobre
1º ao 5º ano
5º ao 10º ano
3 x 25
3 x 25
3 x 35
3 x 25
3 x 25
3 x 35
3 x 35
3 x 35
3 x 70
3 x 35
0,75
a
1,50
3 x 35
3 x 35
3 x 35
3 x 70
3 x 35
3 x 70
3 x 35
3 x 70
3 x 70
3 x 35
1,50
a
2,00
3 x 70
3 x 25
0,00
a
0,75
3 x 35
3 x 25
3 x 25
3 x 70
kVA/poste
3 x 70
3 x 70
3 x 70
3 x 70
3 x 35
2,00
a
3,00
3 x 70
3 x 70
3 x 70
3 x 25
3 x 70
3 x 70
3,00
a
7,50
3 x 25
3 x 25
3 x 25
3 x 70
7,50
a
15,00
3 x 70
3 x 25
3 x 25
∆V inicial ≤ 3%
∆V final ≤ 5%
3 x 120
15,00
a
20,00
3 x 120
3 x 25
3 x 25
Página 108
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Configuração de rede secundária – Cabos de alumínio
1º ao 5º ano
5º ao 10º ano
3x2
3x2
3x2
3x2
3x2
3 x 2/0
3x2
3x2
3x2
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 4/0
1,50
a
2,00
3 x 2/0
3 x 2/0
0,75
a
1,50
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3x2
0,00
a
0,75
3x2
3x2
3x2
3 x 4/0
kVA/poste
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 4/0
3 x 2/0
3 x 4/0
3 x 2/0
2,00
a
3,00
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
∆V inicial ≤ 3%
∆V final ≤ 5%
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 2/0
3 x 4/0
15,00
a
20,00
3 x 2/0
3 x 4/0
7,50
a
15,00
3 x 2/0
3,00
a
7,50
3 x 2/0
Página 109
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ND.22
Configuração de rede secundária – Cabos de cobre
1º ao 5º ano
5º ao 10º ano
3 x 25
3 x 25
3 x 35
3 x 25
3 x 25
3 x 25
3 x 35
3 x 35
3 x 35
3 x 35
0,75
a
1,50
3 x 35
3 x 70
3 x 35
3 x 35
3 x 70
3 x 35
3 x 35
3 x 70
3 x 35
3 x 70
1,50
a
2,00
3 x 70
0,00
a
0,75
3 x 35
3 x 25
3 x 25
3 x 70
kVA/poste
3 x 70
3 x 70
3 x 70
3 x 35
3 x 70
3 x 35
3 x 35
2,00
a
3,00
3 x 35
3 x 35
3 x 25
3 x 70
3 x 25
3 x 35
3 x 70
3 x 35
3 x 70
7,50
a
15,00
3 x 35
3 x 70
3,00
a
7,50
3 x 35
∆V inicial ≤ 3%
∆V final ≤ 5%
3 x 120
15,00
a
20,00
3 x 120
3 x 35
3 x 35
Página 110
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Anexo E
Exemplo de cálculo de queda de tensão
Calcular a queda de tensão máxima do circuito secundário, representado pelo diagrama
abaixo e adotar a abertura do circuito para os cálculos no ponto F.
1,79
0,25
1,02
1,02
3 x 2/0 (2) 2C
A
E
1,02
1,02
T
3,33
3,33
3 x 2/0 (2) 2C
B
1,02
1,79
C
3,33
1,02
2,56
F
2,56
D 1,02
2,56
1,02
1,79
3,33
1,79
1,79
G
B
(100 m)
C
(kVA)
D
(kVA)
E
(kVAx100 m)
F
(AWG)
T-A
0,55
1,02
16,61
9,42
3 x 4/0(2/0)
0,062
0,58
0,58
A-E
1,10
2,29
11,51
13,92
3 x 2/0(2)
0,099
1,38
1,96
E-F
0,93
5,12
2,56
4,76
3 x 2(2)
0,198
0,94
2,90
T-B
0,55
3,33
25,83
15,12
3 x 4/0(2/0)
0,062
0,94
0,94
B-D
1,10
6,91
6,39
10,83
3 X 2/0(2)
0,099
1,07
2,01
D-G
0,55
1,79
1,79
1,477
3 X 2(2)
0,198
0,29
2,30
Total
Total
(C/2+D).B
A
No trecho
(E x G)
Acumulada no
fim do trecho
Configuração
do circuito
Unitária
Distribuída no
trecho
Queda de tensão
Comprimento
Carga
Designação
Trecho
3,33
1,02
3 x 2 (2) 2C
1,02
1,79
1,02
2,56
3 x 2 (2) 2C
3 x 4/0 (2/0) 2C
1,02
G
(%)
H
(%)
I
(%)
Portanto, neste cálculo a maior queda de tensão é de 2,90%, no ponto F.
Página 111
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
Anexo F
Coexistência de sistemas de distribuição e arborização
F.1
Como recomendação geral, na elaboração de projetos de redes deve ser considerado
também, no seu planejamento, o aspecto ambiental, instalando-se as redes de energia
elétrica em posição que não conflite frontalmente com a arborização, permitindo a ambas
produzirem os resultados esperados.
F.2
Em áreas que ainda não possuam arborização, os postes devem ser locados na
calçada adequada ficando reservados os locais e posições convenientes para a futura
arborização, conforme orientação a seguir:
F.2.1 Sempre que possível colocar a posteação do lado oeste na rua cujo eixo esteja na
direção aproximada Norte-Sul, a fim de que as futuras árvores de médio porte possam ser
plantadas do lado Leste, dando maior sombra, à tarde, sobre a frente das casas e as
crianças.
F.2.2 Para as ruas cujo eixo está na direção Leste-Oeste, o lado da posteação deve ser,
sempre que possível, do lado Norte, para que as árvores de porte médio plantadas do lado
Sul deem sobre a calçada.
F.2.3 A figura a seguir indica locais adequados para a instalação da Rede de Distribuição
Aérea e locais adequados para o plantio de árvores de pequeno e médio porte.
F.3
Quando o local já possuir arborização, proceder da seguinte forma:
F.3.1 Os postes devem ficar do lado da rua onde houver menos arborização. Os postes
devem ser implantados sempre que possível do lado oposto da rua em relação às árvores de
maior tamanho, no caso de arborização bilateral.
F.3.2 Sempre que possível manter um afastamento dos postes 3 m a 4 m para árvores
pequenas e 6 m a 7 m para árvores médias, especialmente se houver transformadores ou
outros equipamentos projetados.
F.3.3
Evitar a implantação de rede no lado da rua com arborização de grande porte.
Página 112
Revisão 05 – 07/2015
ND.22
2
1
Sol tarde
Sol manhã
2
1
1
2
2
2
2
2
1
2
2
Legenda
1
2
Árvores de pequeno porte (até 4 m)
Árvores de médio porte (de 4 m a 6 m)
Poste com rede de energia elétrica
Figura F.1 — Locais adequados para a instalação de rede de distribuição aérea e plantio de
árvores de pequeno e médio porte
Página 113
Revisão 05 – 07/2015

ND.22 – Projetos de Redes Aéreas Urbanas de Distribuição de

Transcrição

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