______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
NORMA DE DISTRIBUIÇÃO UNIFICADA – NDU-007
CRITÉRIOS BÁSICOS PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREAS
RURAIS
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SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ........................................................................................................... 1
2. APLICAÇÃO.................... .................. ........................................................................ 1
3. TENSÕES DE FORNECIMENTO .............................................................................. 1
4. DEFINIÇÕES ............................................................................................................. 1
4.1. Alimentador de Distribuição .................................................................................. 1
4.2. Alimentador Exclusivo ........................................................................................... 1
4.3. Carga Instalada ..................................................................................................... 2
4.4. Concessionária ou Permissionária de Distribuição de Energia Elétrica ................ 2
4.5. Consumidor Atendido ............................................................................................ 2
4.6. Demanda .............................................................................................................. 2
4.7. Demanda Diversificada ......................................................................................... 2
4.8. Demanda Máxima ................................................................................................. 2
4.9. Derivação de Distribuição ..................................................................................... 2
4.10. Fator de Agrupamento de Medidores.................................................................... 3
4.11. Fator de Carga ...................................................................................................... 3
4.12. Fator de Coincidência ........................................................................................... 3
4.13. Fator de Demanda ................................................................................................ 3
4.14. Fator de Diversidade ............................................................................................. 3
4.15. Fator de Potência .................................................................................................. 3
4.16. Fator de Utilização ................................................................................................ 4
4.17. Ramal de Alimentador ........................................................................................... 4
4.18. Rede Primária ....................................................................................................... 4
4.19. Tensão Primária de Distribuição ........................................................................... 4
4.20. Tronco do Alimentador .......................................................................................... 4
5. TIPOS DE PROJETOS .............................................................................................. 4
5.1. Projetos de Rede Nova ......................................................................................... 4
5.2. Projeto de Extensão de Rede de Distribuição Primária ........................................ 5
5.3. Projetos de Reforma / Melhoramento de Rede ..................................................... 5
5.4. Projetos de Reforço .............................................................................................. 5
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6. OBTENSÃO DE DADOS PRELIMINARES ................. .............................................. 5
6.1. Planejamento Básico ............................................................................................ 5
6.2. Traçado Preliminar ................................................................................................ 6
6.3. Traçado Definitivo ................................................................................................. 6
6.4. Levantamento de Carga e Estimativa de Demanda .............................................. 9
6.5. Previsão de Crescimento de Carga .................................................................... 12
7. LEVANTAMENTO TOPOGRÁFICO ESTADIMETRICO ......... ................................ 12
7.1. Lançamento do Traçado ..................................................................................... 12
7.2. Planta do Traçado ............................................................................................... 12
7.3. Levantamento e Nivelamento ............................................................................. 13
7.4. Determinação da Altura de Condutores Transversais......................................... 19
8. DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO........................ ................................................... 19
8.1. Configuração Básica ........................................................................................... 19
8.2. Níveis de Tensão ................................................................................................ 20
8.3. Dimensionamento dos Condutores ..................................................................... 20
8.4. Desequilíbrio de Carga ....................................................................................... 21
8.5. Transformadores ................................................................................................. 22
8.6. Controle de Tensão e de Compensação de Reativos ......................................... 22
8.7. Proteção contra Sobrecorrentes ......................................................................... 22
8.8. Proteção contra Sobretensões ............................................................................ 25
8.9. Aterramento ........................................................................................................ 26
8.10. Seccionamento ................................................................................................... 26
9. DIMENSIONAMENTO MECÂNICO ....................... .................................................. 27
9.1. Esforços Mecânicos ............................................................................................ 28
9.2. Determinação das Estruturas .............................................................................. 30
9.3. Características Gerais ......................................................................................... 33
10. RELAÇÃO DE MATERIAL E ORÇAMENTO ............... ........................................... 35
10.1. Relação de Materiais .......................................................................................... 35
10.2. Mão-de-Obra ....................................................................................................... 37
11. APRESENTAÇÃO DO PROJETO ....................... .................................................... 37
11.1. Documentos do Projeto ....................................................................................... 37
11.2. Desenho do Projeto ............................................................................................ 37
11.3. Formato e Tipo de Papel ..................................................................................... 39
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11.4. Cálculo de Queda de Tensão ............................................................................. 39
11.5. Cálculo de Flecha de Tensão ............................................................................. 39
11.6. Tabela de Locação.............................................................................................. 40
11.7. Simbologia .......................................................................................................... 41
11.8. Dados que Devem Constar no Projeto ................................................................ 41
11.9. Relação de Materiais e Determinação da Mão-de-Obra ..................................... 42
11.10. Desenhos e Informações Complementares ........................................................ 42
11.11. Atualização Cadastral da RDR Construídas ....................................................... 43
11.12. Travessia, Aproximação de Aeroportos e Casos Especiais ................................ 44
12. PROJETO DE RDR ELABORADO POR TERCEIROS ........ ................................... 45
13. NOTAS COMPLEMENTARES .......................... ...................................................... 46
14. ANEXO I – AUTORIZAÇÃO DE PASSAGEM ............. ............................................ 47
15. ANEXO II – PEDIDO DE APROVAÇÃO DE PROJETO ..... ..................................... 48
16. ANEXO III – CONSTITUIÇÃO AMIGÁVEL DE SERVIDÃO . ................................... 49
17. ANEXO IV – TERMO DE AUTORIZAÇÃO E DE RESPONSABI LIDADE MÚTUA . 51
18. ANEXO V – INSPEÇÃO DA OBRA .................... ..................................................... 53
19. TABELAS ....................................... ......................................................................... 54
20. DESENHOS ............................................................................................................. 82
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1. INTRODUÇÃO
Essa norma tem por objetivo estabelecer os requisitos mínimos necessários para
elaboração de projetos de linhas aéreas de distribuição rural, na classe de tensão de 15kV
e 25 kV, na área de concessão da ENERGISA, de modo a assegurar as condições
técnicas, econômicas e de segurança necessárias ao adequado fornecimento de energia
elétrica.
2. APLICAÇÃO
Aplicam-se aos projetos de redes novas, extensões, reformas/melhoramentos e
modificações.
São apresentados os critérios básicos para levantamento de carga,
dimensionamento elétrico e mecânico, proteção, interligação, seccionamento, além de
metodologia para elaboração e apresentação de projetos.
Aborda também os aspectos que devem ser observados quando da apresentação
do projeto para aprovação da ENERGISA.
3. TENSÕES DE FORNECIMENTO
TENSÃO PRIMÁRIA
TENSÃO (kV) ENERGISA 22/12,7 Minas Gerais
13,8/7,96 Borborema Sergipe Paraíba 11,4/6,58 Nova Friburgo Minas Gerais
4. DEFINIÇÕES
4.1. Alimentador de Distribuição
Parte de uma rede primária numa determinada área de uma localidade que
alimenta, diretamente ou por intermédio de seus ramais, transformadores de distribuição
da concessionária e/ou de consumidores.
4.2. Alimentador Exclusivo
Alimentador de distribuição sem derivações ao longo de seu percurso que atende
somente a um ponto de entrega.
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4.3. Carga Instalada
Somatório das potências nominais de uma unidade consumidora, excluindo-se os
equipamentos de reserva.
4.4. Concessionária ou Permissionária de Distribuiç ão de Energia
Elétrica
Agente titular de concessão ou permissão Federal para prestar o serviço público de
energia elétrica, referenciado, doravante, apenas pelo termo Concessionária (Energisa
Nova Friburgo, Energisa Minas Gerais, Energisa Borborema, Energisa Sergipe e Energisa
Paraíba).
4.5. Consumidor Atendido
Titular de Unidade Consumidora atendida diretamente por sistema da
Concessionária, conforme regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica-
ANEEL.
4.6. Demanda
Soma das potências elétricas instantâneas médias solicitadas por consumidores,
durante um período de tempo especificado.
4.7. Demanda Diversificada
Demanda média de um consumidor em um grupo de consumidores de mesma
classe, tomando em conjunto a soma das demandas máximas individuais, dividida pelo
número de consumidores considerados.
4.8. Demanda Máxima
Maior demanda verificada durante um período de tempo especificado.
4.9. Derivação de Distribuição
Ligação feita em qualquer ponto de uma rede de distribuição para um alimentador,
ramal de alimentador, transformador de distribuição ou ponto de entrega.
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4.10. Fator de Agrupamento de Medidores
Esse fator leva em consideração a diversificação das cargas e a coincidência das
demandas máximas dos consumidores individuais da edificação de uso coletivo, que
definirão a demanda dessa edificação.
4.11. Fator de Carga
Razão da demanda média pela demanda máxima ocorrida no mesmo intervalo de
tempo especificado.
4.12. Fator de Coincidência
É o inverso do fator de diversidade.
Fc = 1 / Fdi
4.13. Fator de Demanda
Razão da demanda máxima pela carga instalada do sistema ou da instalação
considerada:
FD = Dmáx. / Cinst
4.14. Fator de Diversidade
Razão entre a soma das demandas máximas individuais de um determinado grupo
de consumidores e a demanda máxima real total desse mesmo grupo, a razão entre a
demanda máxima de um consumidor e a sua demanda diversificada.
Fdi = Dmáx. indiv. / Dd
4.15. Fator de Potência
Razão entre a potência ativa (kW) e a potência aparente (kVA) da instalação:
FP = Pativa / Paparente
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4.16. Fator de Utilização
Razão da máxima demanda verificada pela capacidade nominal de um sistema.
4.17. Ramal de Alimentador
Parte de um alimentador de distribuição que deriva diretamente do tronco do
alimentador.
4.18. Rede Primária
Parte de uma rede de distribuição que alimenta transformadores de distribuição
e/ou pontos de entrega sob a mesma tensão primária nominal.
4.19. Tensão Primária de Distribuição
Tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária, com valores
padronizados iguais ou superiores a 1 kV.
4.20. Tronco do Alimentador
Parte de um alimentador de distribuição que transporta a parcela principal da carga
total. Normalmente é constituído por condutor de bitola mais elevada, caracterizado por
um dos seguintes fatores:
• Transporte do total ou de parcela ponderável da carga servida pelo alimentador;
• Alimentação ao principal consumidor do alimentador;
• Interligação com outro alimentador, permitindo transferência de carga entre os
alimentadores.
5. TIPOS DE PROJETOS
5.1. Projetos de Rede Nova
São aqueles que visam a implantação de todo o sistema de distribuição para o
atendimento a uma determinada localidade (vila, assentamento, povoado, distrito, conjunto
habitacional).
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5.2. Projetos de Extensão de Rede de Distribuição P rimária
Novo circuito de rede primária ou acréscimo de um trecho de rede primária de
distribuição, inclusive adição de fases, construído a partir de um ponto da rede existente.
5.3. Projetos de Reforma / Melhoramento de Rede
São aqueles que visam a substituição de parte ou mesmo total da rede existente,
por motivo de segurança, evolução tecnológica, qualidade de serviço, saturação ou
adequação das instalações ao meio ambiente.
5.4. Projetos de Reforço
São aqueles que visam a mudanças das características físicas da rede existente
visando aumentar a sua capacidade.
6. OBTENÇÃO DE DADOS PRELIMINARES
Consiste na obtenção de dados necessários à elaboração do projeto tais como:
mapas, plantas, definição dos pontos de saída e chegada, traçado preliminar, análise das
condições locais, levantamento de dados característicos do sistema elétrico de
alimentação, etc.
6.1. Planejamento Básico
A elaboração do projeto deverá ser precedida de uma análise das condições locais
pela Concessionária, a partir de levantamentos de dados característicos do sistema
elétrico de alimentação e da obtenção de elementos básicos tais como: mapas e plantas
atualizadas, projetos em andamento ou ainda não construídos, traçado preliminar,
definição do tipo de projeto, ponto de alimentação, aquisição de linhas e ramais pela
Concessionária, passagem em terrenos de terceiros definindo a faixa de servidão
conforme desenho 49 da NDU - 005 .
No caso de projetos para ligação de consumidores rurais deverão ser analisadas as
possibilidades de eletrificação a curto prazo das propriedades da área, devendo ser feito o
levantamento de carga de acordo com os critérios estabelecidos no item 6.4.
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Deverão ser verificados, também, se existem planos diretores para a área, oriundos
dos respectivos órgãos da Administração Pública.
6.2. Traçado Preliminar
Ainda, nesta fase, devem ser avaliadas todas as condições existentes e futuras, do
projeto e do terreno, para definir os possíveis traçados para a linha, de forma que se
proceda a escolha da melhor solução levando em consideração aspectos mecânicos,
elétricos e econômicos.
6.3. Traçado Definitivo
Consiste em definir o traçado ideal da linha, a partir do estudo preliminar, definindo-
se os pontos de chegada nos consumidores e identificando os terrenos pelos quais o
traçado da linha foi definido.
Atendidos os requisitos estabelecidos para elaboração do traçado preliminar, esses
devem ser confirmados no local, fazendo-se um reconhecimento do caminhamento,
embandeiramento dos ângulos, derivações e dos pontos de saída e chegada da linha em
cada consumidor.
Devem ser relacionados também, os nomes dos proprietários dos terrenos em que
a linha vai passar, obtendo dos mesmos a assinatura da “Autorização de Passagem”,
Anexo 01, permitindo a Concessionária ou suas empreiteiras a realizarem o levantamento
topográfico, construção e manutenção da linha.
O traçado da linha deverá ser escolhido, procurando atender, ainda a uma média de
fatores que, aliados ao bom senso do explorador, devem proporcionar a melhor solução. O
traçado ideal é o que apresenta o menor custo global, observando-se os requisitos
ecológicos, proteção ambiental, técnicos e de segurança, necessários à elaboração do
projeto.
Os fatores a considerar na escolha do traçado são:
a) Não existindo rodovias para serem tomadas como diretriz do traçado, deve-se
optar o mais possível pela linha reta;
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b) Existindo rodovias para serem tomadas como diretrizes do traçado, ele deve ser,
em princípio, o mais próximo e paralelo possível de uma das margens das referidas
rodovias;
c) Nos casos em que as rodovias que forem escolhidas apresentarem as faixas
bem definidas, o traçado deverá, em princípio, desenvolver-se totalmente dentro das
respectivas faixas, caso em que deve ser obtida previamente a “Autorização de
Passagem”. Neste caso deverão ser obedecidas as normas próprias de ocupação dos
órgãos responsáveis pelas faixas;
d) Nos casos em que as rodovias que forem escolhidas não apresentem faixas
bem definidas ou apresentem faixas muito estreitas, o traçado deverá observar um
afastamento mínimo da margem das mesmas, para permitir a colocação de estais, sem o
risco de obstrução das respectivas pistas de rolamento. No caso do traçado fazer ângulo,
observar o recomendado no item “m” adiante;
e) Havendo necessidade, o traçado poderá afastar-se da diretriz escolhida. No
caso da diretriz ser uma rodovia, o traçado poderá de ela afastar-se ou mesmo cruzá-la a
fim de cortar as curvas ou desviar de obstáculos;
f) No caso da diretriz ser uma rodovia deve-se evitar que, o afastamento da rede
fique superior a 50 m, para facilitar o acesso à construção, operação e manutenção
futuras;
g) O traçado deve contornar os seguintes tipos de obstáculos naturais ou artificiais:
- Mata densa;
- Áreas de preservação ambiental;
- Reserva florestais;
- Pomares, culturas muito valorizadas, canaviais;
- Áreas sujeitas a inundações;
- Lagoas, lagos, represas, açudes, nascentes d’água, manguezais;
- Locais impróprios para fundação, afloramento de rochas;
- Erosões;
- Casas ou qualquer tipo de edificação;
- Terrenos com inclinação transversal superior a 50%;
- Locais com alto índice de poluição atmosférica;
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- Locais onde normalmente são detonados explosivos;
- Terrenos muito valorizados;
- Benfeitorias em geral;
- Aeródromos.
h) Manter uma distância suficiente para a segurança da linha em relação a
pedreiras, fornos de cal, usinas ou fábrica de produtos químicos etc.;
i) Caso o traçado tenha que, forçosamente, atravessar loteamentos ou terrenos
muito valorizados, ele deve aproveitar, ao máximo, os arruamentos procurando, dessa
forma, minimizar as desapropriações. Nestes casos a RDR deve ter características de
RDU;
j) No caso específico das benfeitorias serem edificações, o mesmo deverá
contornar ou desapropriar a benfeitoria para dar continuidade ao traçado, o que for técnica
e economicamente mais viável;
k) Caso o traçado tenha que se aproximar muito de aeródromos, deverão ser
observadas as normas de proteção ao vôo conforme desenho 01 ;
l) Os ângulos deverão ser limitados ao mínimo indispensável, visando a
otimização do traçado, já que, nos casos de ângulos é necessário o uso de estruturas
especiais, o que onera, sobremaneira, o custo dos projetos;
m) Deverão ser evitados ângulos com valores compreendidos entre 60° e 90° e
ângulos reversos;
n) Para cada trecho em alinhamento deverá ser fornecido um rumo azimute;
o) Deve-se cuidar também para que as travessias sobre ferrovias, rodovia, e etc.,
tomada como diretriz, restrinjam-se ao mínimo possível, principalmente as travessias que
implicarem em estruturas especiais que oneram o custo do projeto, e sejam o mais
próximo possível de 90° conforme desenhos 02 a 05 ;
p) No caso de travessias de linhas em geral, o traçado deve ser lançado de modo a
permitir que a linha de tensão mais alta fique sempre em nível superior ao da tensão mais
baixa e que possam ser satisfeitas as distâncias mínimas de segurança. Caso a linha a ser
transposta tenha cabo muito leve (telefônica, telegráfica, etc.) deve ser considerada a
possibilidade de inversão de flecha, ocasionada pelo vento;
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q) No caso de travessias de rios, canais, córregos, etc., deve-se, de preferência,
lançar o traçado por locais pouco afetados por inundações, para não onerar o custo da
obra.
r) O lançamento do traçado deve ser tal, que permita a existência de uma faixa
livre com 7,5 m para cada lado, perfazendo 15 m de largura. Eventualmente, desde que
exista alguma razão especial, a largura da faixa poderá ser alterada a critério da
Concessionária;
s) No caso de ocupação de faixas de rodovias, o lançamento do traçado deverá
atender rigorosamente as normas próprias dos órgãos responsáveis pelas mesmas. Na
prática, a faixa ocupada, normalmente não garante os 7,5 m livres de cada lado do
traçado, sendo necessário complementá-la à custo das propriedades à beira da estrada;
t) No caso de ocupação de faixa de linhas de transmissão da própria
Concessionária, em especial nas proximidades de subestações congestionadas, deverão
ser consultados previamente os órgãos responsáveis pelas mesmas;
u) No caso de paralelismo com outras linhas existentes, deverá ser previsto um
afastamento mínimo de 15m entre o traçado e o eixo da linha existente.
Excepcionalmente, este afastamento poderá ser reduzido, quando houver justificativa
técnica e econômica para isso;
v) No caso de paralelismo com linhas de transmissão existentes deverá ser
previsto um afastamento mínimo de 7,5m entre o traçado e o limite da faixa de segurança
da linha de transmissão existente, e no mínimo 15m do eixo das linhas. Eventualmente, se
houver necessidade de reduzir esta distância, deverão ser feitas consultas ao órgão
responsável pela linha de transmissão;
w) A distância vertical mínima dos condutores à superfície de águas navegáveis, na
condição de flecha máxima, será de H + 2m, onde H corresponde à altura do maior mastro
e deve ser fixada pela autoridade responsável pela navegação na via considerada.
6.4. Levantamento de Carga e Estimativa de Demanda
Consiste no levantamento ou medições de cargas, quando necessário, verificação
das condições locais para estimativa de crescimento e determinação das demandas atuais
e futuras dos consumidores.
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Esta etapa consiste no levantamento da carga e estimativa das demandas atuais e
futuras de tal modo a possibilitar o dimensionamento elétrico da RDR. Estão indicadas
nos itens seguintes as técnicas a serem empregadas para o caso de levantamento de
carga e estimativa das demandas.
No atendimento a uma nova localidade, o levantamento de carga e a determinação
das demandas dos consumidores a serem ligados no secundário e deverão ser definidos
conforme critérios de projeto de redes de distribuição aéreas urbanas.
6.4.1 - Levantamento de Carga
A consideração de carga em projetos de RDR está associada à necessidade de
atendimento a uma carga concentrada ou a uma série de cargas distribuídas ao longo da
RDR ou ainda a ambos os casos simultaneamente.
Em caso de melhoria no sistema existente, com previsão de novos consumidores, a
carga será definida em função das cargas existentes, com prováveis aumentos
expressivos adicionadas às previsões de crescimento vegetativo, mais a parte planejada
em função dos novos consumidores.
Quando o projeto da RDR se destinar a atender consumidores individuais, devem
ser consideradas as cargas de acordo com o cadastramento das propriedades.
Além dos dados básicos no cadastro da RDR, deverá ser anotada a existência de
aparelhos que possam ocasionar oscilações de tensão na linha ou outro tipo de influência
considerada anormal.
6.4.2 - Estimativa de Demanda
6.4.2.1 - Consumidores já Ligados
A demanda da Rede Primária será determinada de acordo com os dados elétricos
dos circuitos de Média Tensão existentes, levantados em campo, ou no caso da
Concessionária através do Sistema de Gestão da Distribuição - SGD e Medições.
a) Cargas Distribuídas
Determinar a demanda a partir do fator de demanda médio e a capacidade instalada
de transformadores, conforme estabelecido a seguir:
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• Obter medição do alimentador, ou parte da RDR;
• Obter o fator de demanda médio das cargas distribuídas pela fórmula:
Fd = Dd / Cid
Fd = fator de demanda médio;
Dd = demanda máxima coincidente das cargas distribuídas;
Cid = carga instalada distribuída.
• Multiplicar o valor total em kVA dos transformadores de cada carga distribuída
pelo fator de demanda para obter a respectiva demanda.
b) Cargas Concentradas
Determinar a demanda coincidente com a ponta de carga do alimentador através de
conversão kWh para kW, ou ainda através da demanda faturada em kW. Nos dois últimos
casos a demanda coincidente é estimada a partir do regime de funcionamento das cargas
do consumidor.
6.4.2.2 - Novos Consumidores
A determinação da demanda pode ser feita por três processos:
• No caso de consumidores similares aos existentes, considerar, como referência,
o valor da demanda apurada de acordo com o no item anterior.
• Determinação da demanda aplicando-se o fator de demanda (ver tabela nº 1 )
pelo valor total dos kVA dos transformadores previstos.
• Determinação da demanda através da conversão kWh para kW, adotando-se o
kWh de consumidores similares na região, e na falta de conhecimento do fator de carga,
adotar 30% (trinta por cento).
No caso de consumidores com carga concentrada deve ser adotada a demanda
máxima prevista, dividida pelo fator de coincidência, estimado a partir do regime de
funcionamento das cargas do consumidor.
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Na falta destas informações, adotar um fator de demanda típico, já levando em
consideração o regime de funcionamento das cargas.
A determinação da demanda final poderá ser obtida aplicando-se os fatores de
multiplicação contidos na tabela n.º 2 , em função da taxa de crescimento para o horizonte
considerado. Caso o horizonte de projeto adotado seja diferente dos valores da tabela, os
fatores de multiplicação deverão ser recalculados com base no horizonte considerado.
O procedimento para a determinação da demanda para possibilitar o
dimensionamento da RDR no secundário será conforme definido na norma Critérios de
Projetos de Redes de Distribuição Aéreas Urbanas.
6.5. Previsão de Crescimento de Carga
Em todos os projetos torna-se necessário estimar o crescimento da carga para
efeito de dimensionamento da RDR. A estimativa da taxa anual de crescimento será
baseada em estudos de planejamento existentes, ou no índice de crescimento de
consumo característico da região.
No caso de novas extensões, a previsão da carga será baseada nas necessidades
atuais, expandidas ao horizonte considerado.
7. LEVANTAMENTO TOPOGRÁFICO ESTADIMÉTRICO
Consistem no levantamento topográfico pelo processo estadimétrico e respectivos
desenhos planialtimétricos.
7.1. Lançamento do Traçado
O lançamento do traçado no terreno é da competência exclusiva do topógrafo e
deve atender às exigências e diretrizes do projetista.
7.2. Planta do Traçado
Concomitantemente à locação física, o topógrafo deverá ir lançando o traçado em
planta. Essa planta deve ser posteriormente desenhada a nanquim ou digitalizada, em
papel de boa qualidade, na escala 1:25.000 indicando os detalhes necessários à
atualização da planta detalhe de linha rural.
Na referida planta deverão ser indicadas a direção do norte magnético, detalhes de
saída e de chegada e os acidentes principais existentes nessa faixa, tais como: casas
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(com nome do proprietário), córregos, estradas de ferro e de rodagem, linhas telefônicas,
telegráficas e de energia elétrica existentes, cercas, etc.
7.3. Levantamento e Nivelamento
7.3.1 - Considerações Gerais
O levantamento da faixa e o nivelamento dos perfis correspondentes ao traçado
serão executados concomitantemente com o lançamento deste último no terreno.
A faixa a ser levantada deverá ter, salvo instrução em contrário, 15 m de largura,
sendo 7,5 m para cada lado do traçado.
7.3.1.1 - Requisitos Mínimos
Colocação de piquetes e estacas numeradas seqüencialmente em todos os pontos
de estação, a intervalos próximos a 100m, de preferência em saliências do terreno, e
obrigatoriamente nas divisas de propriedades e nos pontos de mudança de tipo de
vegetação ou cultura, sendo dispensáveis nos fundos das grotas e gargantas. Em ramais,
a numeração das estações deve ser iniciada a partir de zero.
Os piquetes deverão ser fincados firmemente no terreno, devendo ser
confeccionados com madeira de boa qualidade, conforme desenho 06, mod.01 .
Nos pontos de partida e chegada, em todos os ângulos e em trechos retos,
superiores a 1,5 km de traçado, deverão ser fincados piquetes maiores, amarrados a
detalhes bastante visíveis e irremovíveis, tais como árvores isoladas, grandes pedras,
postes, quinas de casas, etc., a fim de facilitar a localização do traçado mesmo decorrido
algum tempo após o levantamento, conforme desenho 06, mod.02 .
Cada piquete deverá possuir uma estaca testemunha que deverá ser fincada, no
máximo, a 80 cm de distância dos mesmos. A testemunha deverá ser fincada no máximo
30 cm no solo e de modo que a numeração fique voltada para o piquete correspondente,
conforme desenho 06, mod.03 .
A numeração crescerá no sentido do encaminhamento, ou seja, do ponto de partida
para o ponto de chegada.
As estações consecutivas serão amarradas entre si, tanto nas distâncias como nas
cotas, por visadas diretas ou inversas.
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As visadas intermediárias deverão estar afastadas em média de 50m, segundo a
natureza do terreno, sendo mais próximas umas das outras nas cumeadas dos morros e
dispensáveis nos fundos das grotas e gargantas.
7.3.2 - Levantamento de Travessias
7.3.2.1 - Travessias de Rodovias e Ferrovias
Deverão constar todos os detalhes planialtimétricos, dados para identificação da
estrada, inclusive rumos e nomes das localidades mais próximas por ela servidas, posição
quilométrica a mais exata possível do ponto de cruzamento, cotas do eixo da estrada e
das cristas dos cortes ou pés de aterro, ângulos do cruzamento e posições relativas das
cercas e postes das linhas telefônicas existentes e indicação do norte magnético.
7.3.2.2 - Travessias de Linhas
Deverão constar situação de paralelismo ou pontos de cruzamento, posição e cotas
relativas dos postes ou estruturas próximas, inclusive croqui com as dimensões principais,
sua altura e as dos cabos e fios mais baixos no ponto de cruzamento, tensão de operação
e as localidades mais próximas por ela servidas e a quem pertence (nome do
concessionário ou proprietário no caso de ramal particular) a indicação do norte magnético
e a numeração das torres de transmissão.
7.3.2.3 - Travessias de Águas Navegáveis ou Não
O ângulo mínimo entre o eixo da linha e o curso da água será de 15°.
7.3.3 - Levantamentos Complementares
Os levantamentos complementares de acidentes na faixa ou nas suas imediações
que possam interessar ao projeto da linha deverão ser executados com precisão de
detalhamento compatíveis com cada caso. A seguir estão enumerados os casos mais
comuns com respectivos requisitos mínimos:
• Acidentes isolados importantes
Entram nesta categoria as edificações, os blocos de pedra, etc.; e deverá constar
posição relativa, contorno aproximado, cota do topo e indicações de sua natureza.
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• Curso d’Água
Entram nesta categoria, rios, córregos, ribeirões, etc., deverão constar, direção da
correnteza, sua denominação, nível d’água por ocasião do levantamento, bem como
estimativa do nível máximo provável.
• Terrenos impróprios para fundação
Entram nesta categoria, brejos, pântanos, erosões, terrenos pouco consistentes,
rochas, etc., deverão constar: posição relativa, delimitação e indicação de sua natureza.
• Tipo de vegetação e cultura
Entram nesta categoria, vegetação de pequeno porte, caatinga, capoeira, pasto,
pinheiral, cafezal, milharal, etc., deverão constar tipos de divisas e sua posição dentro da
faixa.
• Tipo de divisas de propriedades
Entram nesta categoria, muros, cercas e valas divisórias, etc., deverão constar tipo
de divisa e sua posição dentro da faixa.
• Nomes de proprietários
Entre duas divisas consecutivas qualquer deverá constar sempre o nome do
proprietário do trecho de faixa a ser levantada.
• Outros acidentes
Qualquer outro acidente de importância que interferir no desenvolvimento do
traçado deverá ser levantado. De modo geral, deverão constar, posição e cotas relativas,
altura, delimitação e indicação de sua natureza conforme a importância que possa ter para
o desenvolvimento do traçado.
• Levantamento especial
Toda vez que houver necessidade de reproduzir um determinado acidente com
maior fidelidade, deve-se lançar mão de levantamento com maior precisão, em escala
apropriada.
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7.3.4 - Caderneta de Campo Durante o levantamento topográfico, deverão ser anotados os seguintes dados:
• Valor dos respectivos ângulos;
• Altura do aparelho;
• As observações ao sol, cálculo do norte magnético e os rumos verdadeiros das
tangentes;
• O levantamento planimétrico (planta baixa) do traçado e também o dos detalhes,
quando necessários, indicando cercas, rios, córregos, vales, erosões, brejos, matas, tipos
de cultura, lagoas, estradas de rodagem e de ferro, edificações, rede telefônica, telegráfica
e de energia elétrica (transmissão e distribuição). Nas indicações de cercas deve ser
incluído o número de fios e se o arame é farpado ou liso;
• Limites de propriedades e seus respectivos nomes, natureza do terreno e tipo de
vegetação;
• Todos os demais elementos colhidos no terreno, para estabelecimento do
traçado.
Em caso de travessias que necessitem de desenho, deverão ser anotados outros
detalhes, a saber:
• Altura dos condutores que se encontram no nível mais alto e no mais baixo em
relação ao solo, das linhas de distribuição ou de transmissão existentes;
• Distância entre trilhos (bitola) da estrada de ferro;
• Largura das estradas de rodagem;
• Denominação do órgão envolvido;
• Quilometragem da interferência considerada;
• Indicação de referência da localidade anterior e posterior à travessia;
• Ângulo da travessia, entre eixos;
• Número dos postes ou das estruturas anterior e posterior à travessia;
• Distância do eixo da linha às estruturas;
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• Deverá ser dada especial atenção em travessias sobre grandes rios, áreas
vazantes e alagadiças nas quais no perfil do trecho correspondente deverá ser indicada a
cota nível de Água, na condição de cheia máxima;
• O nome completo do responsável, número de registro no CREA da Região, a
data dos trabalhos e o tipo de aparelho utilizado.
7.3.5 - Desenho da Planta Baixa e do Perfil
Uma vez concluído em campo o levantamento da faixa e o nivelamento do perfil do
traçado, o topógrafo deverá, utilizando os dados levantados em campo, desenhar a planta
e o perfil do levantamento executado, procurando seguir as exigências mínimas seguintes:
7.3.5.1 - Tipo de Papel e Tinta
O perfil e a planta baixa do levantamento executado deverão ser desenhados em
traço cheio, com tinta nanquim, em papel vegetal de boa qualidade de preferência
milimetrado na parte referente ao perfil e liso na parte referente à planta, ou digitalizado
através de software específico.
7.3.5.2 - Dimensões do Papel
Deverão ser utilizados os formatos padronizados pela ABNT, conforme a extensão
da linha.
7.3.5.3 - Escalas Adotadas
As escalas adotadas serão sempre:
Horizontal 1:5.000
Vertical 1:500
No caso do perfil ser muito inclinado serão permitidas mudanças de referência de
cota para que o traçado possa ficar todo contido no papel.
Não serão, portanto, aceitas modificações nas dimensões do papel que deverão
estar de acordo com o item anterior.
No caso de travessia e/ou detalhes poderá ser utilizada escala mais conveniente
ou, a indicada pelo órgão responsável pelo elemento a ser atravessado.
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7.3.5.4 - Detalhes do Perfil
Deverá constar do desenho do perfil o número de piquetes de estação (estacas), as
cotas, pontos quilométricos e a divisão dos quilômetros de 100 em 100 metros.
Serão indicadas também as saídas de ramais e de eventuais deflexões da linha
com seus respectivos ângulos.
7.3.5.5 - Detalhes da Planta
Deverão constar no desenho da planta todos os acidentes geográficos levantados
na faixa, todas as legendas, simbologias e anotações relativas às técnicas de construção e
montagem da linha em consonância com as condições do perfil do terreno ao longo do
trajeto.
7.3.5.6 - Articulação das Folhas
Cada folha, exceto a primeira e a última, deverá conter no início 200 m do perfil
anterior e no fim 200m do perfil seguinte, em linha tracejada, para permitir a articulação
das folhas, exceto quando o projeto for digitalizado.
7.3.5.7 - Cortes do Perfil
No caso de cortes do perfil, deverão ser desenhados, 100 m de perfil em linha
tracejada para cada referência de cota.
7.3.6 - Entrega dos Trabalhos Topográficos
Os trabalhos topográficos a serem entregues para o projetista são:
• Planta definitiva do traçado, inclusive detalhes planimétricos da interconexão às
subestações e/ou RD’s e das faixas das construções ou benfeitorias existentes na faixa,
original em papel vegetal, a tinta nanquim e normógrafo ou digitalizada, através de
software aceito pela CONCESSIONÁRIA;
• Dados do Levantamento;
• Desenho da planta e do perfil do levantamento da faixa;
• Eventuais levantamentos especiais na escala 1:1.000.
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7.4. Determinação da Altura de Condutores Transvers ais
Existindo cruzamento com outras linhas de qualquer natureza, deverá ser feito um
levantamento de perfil para determinar a altura dos condutores em relação ao solo.
8. DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO
Consiste na definição do tipo do sistema, bitola dos condutores, localização e
potência dos transformadores, equipamentos de proteção e seccionamento, equipamentos
de regulação de tensão e compensação de reativos, etc.
8.1. Configuração Básica
As linhas de distribuição terão uma configuração radial e serão constituídas
preferencialmente de troncos trifásicos a quatro fios e ramais trifásicos ou monofásicos,
com neutro, sendo este multiaterrado e conectado à malha de terra da subestação,
quando a origem da RDR for a subestação, ou às malhas de terra a intervalos regulares ao
longo da linha, quando no ponto de derivação ainda não se dispuser de neutro para a
conexão com o neutro contínuo do sistema.
O tronco dos alimentadores deverá passar o mais próximo possível dos centros de
carga, e seus traçados deverão observar as recomendações do item 6.3. Os traçados dos
ramais devem ser planejados de forma a evitar extensões desnecessárias, observando
também as recomendações do item 6.3, na escolha do traçado. Os “flying taps”, caso
necessários, serão projetados conforme desenho n.º 07 .
A seqüência de fases na saída da subestação, considerando-se o observador de
costas para o pórtico de saída, será da esquerda para a direita:
Fase A placa vermelha
Fase B placa azul
Fase C placa branca
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A confirmação do faseamento deverá ser feita observando-se as placas indicativas
nas saídas dos alimentadores, dos pórticos das subestações, uma vez que em algumas
subestações a seqüência de fases poderá estar invertida em relação à indicada acima.
Os ramais monofásicos deverão ser projetados de modo a se conseguir o melhor
equilíbrio possível entre as três fases e indicando no projeto a fase de onde se deve
derivar.
A extensão máxima da RDR deve ser tal que não comprometa a qualidade do
serviço prestado, no que diz respeito aos níveis de tensão e confiabilidade.
8.2. Níveis de Tensão
A tensão nominal da rede primária será de 13.800 / 7.960 V; 22000/12702V e 11400
/ 6582V.
O fornecimento em tensão primária, conforme legislação em vigor; admite uma
variação no ponto de entrega, em relação à tensão nominal de + 5 % e –7 %.
Quando uma RDR alimenta uma localidade, a máxima queda de tensão primária
será a soma das quedas de tensão na RDR e na RDU da localidade.
O ramal monofásico, com comprimento superior a 26km e/ou que possua carga
instalada maior que 75kVA, deverá ser submetido à análise e aprovação da
CONCESSIONÁRIA, através do estudo e emissão da viabilidade técnica.
Para o cálculo de queda de tensão deverá ser usado o formulário próprio, conforme
modelo da tabela 3 . Os coeficientes de queda de tensão a serem usados estão indicados
na tabela 4 .
O limite máximo de queda de tensão para projeto é de 3%.
8.3. Dimensionamento dos Condutores
Os condutores a serem utilizados nos projetos de linha rural primária serão em
cabos de alumínio com alma de aço, CAA, nas bitolas 1/0, 4/0 AWG e 336,4MCM, cujas
características elétricas e mecânicas, estão na tabela 5 . A utilização do cabo CAA 4 e 2
AWG , será feita apenas em ramais de eletrificação rural.
O alimentador rural (tronco ou ramal) deverá ser dimensionado, observando-se os
seguintes detalhes:
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• Crescimento de carga no horizonte de projeto considerado, através da área de
planejamento da concessionária;
• Máxima queda de tensão permitida;
• Corrente admissível pelo condutor;
• Custo global mínimo, que inclui a análise dos custos de instalações e das
perdas.
A queda de tensão deve ser considerada para horizonte de projeto, em condições
normais e de emergência, já considerando a instalação de equipamentos de regulação de
tensão.
A capacidade térmica dos condutores (corrente admissível) deve ser considerada
em função do carregamento em condições de emergência.
8.4. Desequilíbrio de Carga
O desequilíbrio máximo permissível em qualquer ponto da RDR será de 15%.
O desequilíbrio deve ser calculado como se segue:
100×−
= ||%M
MF
I
IIId
3CBA
M
IIII
++=
IM = Corrente média das fases; IF = Corrente da fase; Id %= Índice de desequilíbrio por fase.
Nos projetos de reforço e reforma/melhoramento, quando o desequilíbrio verificado
for superior ao valor máximo permissível, deve, sempre que possível, ser ajustado de
forma que seja atendido o limite de desequilíbrio.
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8.5. Transformadores
Deverão ser utilizados transformadores trifásicos e monofásicos com as relações
de tensão e potência definidas na tabela 6 . Os transformadores devem ser instalados o
mais próximo do centro de carga do consumidor em local de fácil acesso para veículos.
8.6. Controle de Tensão e de Compensação de Reativo s
Nos grandes projetos de reforma, melhoramentos e extensão, juntamente com o
dimensionamento do condutor, deverão ser analisadas as seguintes alternativas:
• Troca de taps nos transformadores;
• Mudança de bitola de condutores;
• Conversão de RDR monofásica ou bifásica, em trifásica;
• Instalação de banco de capacitores;
• Instalação de reguladores de tensão.
Sob o aspecto técnico, a análise deve ser feita para atender aos critérios de máxima
queda de tensão permitida e máximo carregamento permitido.
Sob o aspecto econômico, devem ser abordados os custos dos investimentos e das
perdas.
A instalação de reguladores de tensão e banco de capacitores deverá ser conforme
determinação da Concessionária.
8.7. Proteção Contra Sobrecorrentes
As diretrizes detalhadas de proteção, incluindo critérios de instalação,
dimensionamento, ajustes e coordenação de equipamentos de proteção, constam na
Norma de Proteção contra sobrecorrente em Sistema de Distribuição. As principais
diretrizes critérios de instalação estão resumidas a seguir:
• Na saída dos alimentadores nas SE de distribuição (conforme tabela 7 ):
- Religadores ou equipamentos com proteção de terra.
• Nos troncos dos alimentadores:
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- Em troncos interligáveis normalmente não devem ser previstos dispositivo de proteção.
• Nos ramais e sub-ramais com extensão superior a 150m, ou em áreas
arborizadas: - A proteção de ramais que derivam do tronco dos alimentadores deve ser feita
mediante o emprego de chaves fusíveis cujos elos são definidos de acordo com os
estudos de coordenação da proteção. Para os casos em que o estudo de coordenação do
alimentador ainda não tenha sido elaborado, os elos dos ramais devem ser determinados
preliminarmente da seguinte forma:
Demanda do ramal (sub-ramal).
Produto da extensão total do ramal (sub-ramal) pela demanda;
Dispositivo de proteção de retaguarda;
Coordenação com a proteção de retaguarda.
8.7.1 - Chaves - fusíveis
8.7.1.1 - Local de instalação
Serão instaladas chaves fusíveis nos seguintes casos:
• Em princípio, em todos os ramais derivados do alimentador tronco;
• Após cargas cuja importância recomende maior continuidade;
• Em todos os ramais particulares, identificando a derivação (desenho n.º 8 ).
• Em alguns sub-ramais derivados de ramais longos, ou derivados de ramais
protegidos por religadores ou seccionalizadores, ou ainda quando tenham, em sua
derivação, chaves de faca.
• Ramal com transformadores monofásicos (fase/neutro).
• Ramais (sub-ramais) com extensão inferior a 150 m.
Neste caso não serão instalados dispositivos de proteção de derivação,
excetuando-se o caso de ramais monofásicos derivados de circuitos trifásicos, ou em
áreas arborizadas.
• Nas derivações para atendimento a clientes em MT
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Poderão ser instaladas chaves fusíveis, sendo os elos dimensionados a partir da
demanda do cliente, de acordo com a tabela 11 , exceto quando se tratar de alimentador
exclusivo para um cliente.
• Nos transformadores de distribuição
Deverão ser sempre instaladas chaves fusíveis, sendo os elos dimensionados a
partir da capacidade do transformador, de acordo com as tabelas 8 e 9 .
• Nos bancos de capacitores
• Deverão ser instaladas chaves fusíveis, com o elo dimensionado de acordo com
a tabela 10 .
• No início dos ramais com extensões até 500m, que possuem apenas um
transformador, dispensando a instalação da chave no ponto de transformação, desde que
exista visualização do ponto de transformação a partir do ponto de derivação.
OBS.: Em princípio não deverão ser instalados mais que 3(três) chaves fusíveis em
série (sem considerar a chave fusível do transformador).
Em derivação de ramal que não necessita a instalação de chave fusível, deverá ser
instalado o grampo de linha viva.
8.7.1.2 - Escolha das Chaves
Os tipos de chaves fusíveis, projetadas, deverão ser conforme NDU-010, des. N.°
42 e 43, observando-se os seguintes aspectos:
• Deve ser seguido o mesmo critério na escolha da tensão nominal de isolamento
que o utilizado para as chaves seccionalizadoras.
8.7.1.3 - Determinação dos Elos-Fusíveis
• Na proteção de ramais devem-se utilizar elos fusíveis, conforme tabela 11 ;
• Em ramais exclusivamente com transformadores de distribuição e/ou prédios
residenciais ligados em MT, os elos serão determinados de acordo com a carga instalada
no ramal (kVA) e a demanda (kW);
• Ramal com transformadores trifásicos, conforme tabela 9 e notas abaixo:
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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Notas :
Para determinação do elo fusível, considerar:
• Carga: IN(ELO) > Icarga, considerar sempre que possível a evolução do sistema
para 3 anos.
• Coordenação: Os elos fusíveis deverão coordenar entre si para o valor da
máxima corrente de curto circuito no ponto de instalação do elo fusível protetor.
• Sensibilidade: A corrente nominal do elo fusível deve ser menor ou igual à
quarta parte da corrente curto-circuito fase-terra mínimo no fim do trecho protegido pelo
fusível.
• O elo fusível deve suportar a corrente transitória de magnetização durante, pelo
menos, 0,1 segundo.
8.8. Proteção contra Sobretensões
A proteção contra sobretensões na rede será feita através de pára-raios polimérico
ZnO, de tensão nominal, conforme NDU – 010, classe 71 desenho 01 .
Deverão ser projetados nos seguintes pontos:
• Em estruturas que contenham reguladores, religadores, seccionalizadores e
banco de capacitores e transformadores;
• Em pontos de transição de rede aérea para subterrânea ou vice-versa;
• Em estruturas em final de circuito primário que contenham transformadores de
distribuição ou não;
• Os pára-raios devem ser instalados o mais próximo possível da bucha primária
do equipamento a ser protegido;
• Em pontos de transição de rede aérea convencional para rede aérea protegida
ou vice-versa;
• Na transição de RDR para RDU ou vice-versa, instalados dos dois lados;
• Em chaves normalmente abertas, instalar nos dois lados.
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8.9. Aterramento
O aterramento da rede de distribuição obedecerá aos seguintes critérios:
• Deverão ser aterrados com haste conforme NDU-005, item 7 , todos os pára-
raios e carcaças dos religadores, seccionalizadores, reguladores, capacitores, chaves a
óleo e dos transformadores com uma malha de no mínimo 3 hastes, conforme desenhos
52 e 53 da NDU - 005. O valor da resistência de terra no local de aterramento deverá ser
menor ou igual a 20 ohms.
• A ligação do condutor neutro, dos pára-raios e das carcaças dos equipamentos
a serem protegidos à terra, deverá ser comum e estar conectada ao condutor de
aterramento.
• O condutor neutro deverá ser contínuo, multiaterrado e conectado à malha da
subestação.
• Em redes de distribuição da Energisa Nova Friburgo e Energisa Minas Gerais, o
neutro deve ser em cabo # 4 AWG CAA quando as fases forem em cabo # 4 AWG CAA, #
2 AWG CAA quando as fases forem em cabo # 2 AWG CAA e # 1/0 AWG para as demais,
estar a um metro abaixo das fases, e aterrado em intervalo de aproximadamente 300 m,
através de 03 hastes, conforme desenho n.º 52 da NDU-005 , de modo que nenhum ponto
da rede se distancie mais de 200 m de um ponto de aterramento.
• Em redes de distribuição da Energisa Borborema, Energisa Sergipe e Energisa
Paraíba, o neutro deve ser em cabo # 4 AWG CAA quando as fases forem em cabo # 4
AWG CAA e # 2 AWG CAA para as demais, estar a um metro abaixo das fases, e
aterrado em intervalo de aproximadamente 300 m, através de 1(uma) haste, conforme
desenhos n.º 52 e 53 ( Energisa Borborema e Energisa Paraíba ) e n.º53 ( Energisa
Sergipe ) da NDU-005 , de modo que nenhum ponto da rede se distancie mais de 200 m
de um ponto de aterramento.
• Todo fim de rede, de MT, terá o seu neutro aterrado com uma malha.
• Conectar o estai ao condutor neutro.
8.10. Seccionamento
O seccionamento deve ser encarado como um complemento aos recursos
operativos, e seu projeto executado depois de concluído o estudo da proteção. Deve-se
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proceder a uma análise criteriosa da localização e dos tipos de chaves a serem utilizados,
de modo a assegurar maior eficiência na continuidade e segurança no fornecimento de
energia.
Serão utilizadas as chaves seccionadoras unipolares de 400 A, para 15 kV e 25 kV
com gancho para abertura em carga tipo “loadbuster”, chaves a óleo e chaves de
transferência automática comandadas à distância. As chaves com isolamento para 15 kV
só poderão ser utilizadas após o limite de 0,5 km da orla marítima.
A localização das chaves deve permitir a minimização do tempo e das áreas
afetadas pela interrupção, durante os serviços de manutenção ou situações de
emergência, bem como nos casos de transferência de carga de um alimentador para outro
nas interligações.
As chaves seccionadoras devem ser previstas onde não for possível a instalação de
dispositivo de proteção, seja por problema de nível de curto-circuito ou de coordenação,
nos troncos de alimentadores, nos pontos de interligação e ao longo dos mesmos, de tal
forma a dividi-los em quatro ou seis trechos, de cargas aproximadamente iguais. Devem-
se instalar as chaves em locais de fácil acesso e identificação.
Os critérios e o esquema básico de seccionamento e proteção estão mostrados nos
desenhos n.º 19 e 20 .
Ramais longos, de uma forma geral, deverão ser seccionados aproximadamente de
5 em 5 km por chaves tipo faca, ou outros equipamentos, conforme estudos específicos.
9. DIMENSIONAMENTO MECÂNICO
Consiste na locação e dimensionamento dos postes e definição do tipo de
estruturas, em função do vão, do vento, temperatura, ângulo de deflexão, bitola dos
condutores e tipo da linha.
Uma vez definido o melhor traçado da RDR, tronco, ramais, pontos de derivação e
realizado o levantamento topográfico, deverão ser locadas, com o auxílio do gabarito, nos
desenhos de perfil e planta as estruturas necessárias ao suporte da linha ou através de
programas específicos.
A fim de que durante a construção não surjam motivos que obriguem a modificação
nas posições das estruturas, o que refletiria no custo final da obra, essa locação deverá
ser feita atendendo a possíveis fatores restritivos, que poderão estar presentes na locação
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dos postes no campo, como por exemplo: locais de difícil acesso, cruzamento de rodovias,
ferrovias, linhas aéreas, pontos de derivação, localização dos pontos de carga
(transformadores), instalação de chaves e etc. Esses fatores devem ser identificados e se
possível eliminados na exploração preliminar e no anteprojeto.
A estrutura é considerada como o conjunto dos seguintes elementos básicos ou
suas combinações: postes, cruzetas, isoladores, ferragens, equipamentos e acessórios.
A configuração e dimensionamento das estruturas dependem basicamente dos
seguintes fatores:
• Espaçamento mínimo entre as partes energizadas e destas com as
desenergizadas ou aterradas;
• Afastamento mínimo entre condutores e outros circuitos;
• Instalação de equipamentos;
• Existência de circuitos físicos de telecomunicação ou sua previsão;
• Esforços mecânicos sobre a estrutura e nos condutores.
9.1. Esforços Mecânicos
As solicitações a que estarão submetidas as estruturas de suporte da linha serão
devidas: aos esforços de tração dos condutores, à ação do vento sobre as estruturas e
os condutores, ao peso dos cabos, próprio e eventualmente de equipamentos.
Considerando-se as curvas de vento máximo e temperatura mínima, as redes de
distribuição, na área da Concessionária, serão dimensionadas para valores regionais das
velocidades de ventos e temperaturas conforme descrito abaixo:
Velocidade dos Ventos Máximos
(km/h)
Energisa Sergipe
Energisa Minas Gerais / Energisa Nova Friburgo
Energisa Paraíba / Energisa Borborema
105 95 105
Temperatura Regional
(°C) Energisa Sergipe Energisa Minas Gerais /
Energisa Nova Friburgo Energisa Paraíba /
Energisa Borborema
Mínima 15 5 / 0 15 Média 25 20 25
Máxima 60 60 60 C/ Vento Máximo
Coincidente 20 15 20
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As trações máximas de esforço axial nos cabos recomendadas em Norma deverão
ser as seguintes:
1) Na hipótese de velocidade máxima de vento, o esforço de tração axial nos cabos
não poderá ser superior a 50% da carga nominal de ruptura dos mesmos.
2) Na condição de temperatura mínima, o esforço de tração axial nos cabos não
deverá ultrapassar 33% da carga de ruptura dos mesmos.
3) Na condição de trabalho de maior duração (EDS), caso não tenham sido
adotadas medidas de proteção contra efeitos da vibração, o esforço de tração axial dos
cabos máximo deverão ser conforme tabela n.º 16.
A resultante dos esforços calculada será transferida para 10cm do topo do poste e
comparada com sua resistência nominal, devendo ser, no máximo, igual a esta.
Os esforços excedentes a esse valor deverão ser absorvidos através de estais
(limitados a 20% do esforço nominal do poste).
O esforço resultante deve ser calculado pelo processo gráfico ou vetorial, nas
seguintes situações:
• Diferenças de tração;
• Em ângulos;
• Fins de rede;
• Mudança de bitolas de condutores;
• Mudança de quantidade de condutores;
• Esforços resultantes de cabos de telecomunicação telefônicos.
Redução de Tração nos Condutores
O método de redução de tração nos condutores pode ser adotado para qualquer
tipo ou bitola de condutor, desde que observadas as condições locais e normas vigentes.
Este método consiste em reduzir a tração de montagem. Aplica-se quando os esforços
resultantes exigem postes com carga nominal acima das padronizadas.
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bb
r TV
VTr ×
=
2
Tb = Tensão para o vão básico (kgf)
Vb = Vão básico (m)
Tr = Tensão para o vão reduzido (kgf)
Vr = Vão reduzido (m)
9.2. Determinação das Estruturas
9.2.1 - Tipos de Estruturas e Critérios de Utilização
As estruturas primárias a serem utilizadas em RDR e os critérios de utilização estão
definidos na tabela 17 , e na NDU-005.
Os gráficos para escolha de estruturas conforme desenhos 17 a 21 ( Energisa
Borborema, Energisa Sergipe e Energisa Paraíba ) e desenhos 22 a 28 ( Energisa Nova
Friburgo e Energisa Minas Gerais ) determinam para as situações de tangência e em
ângulos, a limitação máxima de cada estrutura de acordo com o vão, a bitola dos
condutores e o ângulo de deflexão da linha.
Sendo inevitável o emprego de vãos ou ângulos superiores aos previstos nos
gráficos, deverá ser especificada estrutura especial, cujo desenho deve fazer parte do
projeto, de preferência constando da própria folha do perfil onde está projetada.
Tipos e Comprimento de Postes:
Os postes a serem utilizados deverão ser de concreto duplo T. A tabela n.º 12
mostra os comprimentos e resistências dos postes e contra-postes normalmente utilizados.
Em extensões com rede secundária, deverão ser observados os critérios definidos
na norma de para Projetos de Rede Urbana.
O comprimento dos postes nos projetos de RDR é determinado pelo perfil do
terreno e pelo gabarito. Os comprimentos de postes mais usuais empregados são: 10 e 11
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- 31 -
m. Eventualmente, poderão ser empregados postes de maior altura de modo a atender
uma das seguintes condições:
• Travessias sobre rodovias, ferrovias e hidrovias;
• Quando o perfil do terreno exigir poste mais elevado e, economicamente for
mais vantajoso que intercalar outra estrutura.
O comprimento e a resistência mínima dos postes para sustentar equipamentos
estão definidos na tabela n.º 13 .
9.2.2 - Gráficos de Escolha de Estruturas
Os gráficos para escolha das estruturas, desenhos n.º 17 a 21 ( Energisa
Borborema, Energisa Sergipe e Energisa Paraíba ) e desenhos n.° 22 a 28 ( Energisa
Nova Friburgo e Energisa Minas Gerais ), foram calculados segundo os seguintes
parâmetros:
• Tração de projeto calculada para condição de vento máximo e temperatura
mínima;
• Pressão do vento atuando sobre a superfície dos condutores e estruturas;
• Resistência mecânica do solo, poste, estais, isoladores e ferragens em geral;
• Resistência mecânica do engastamento;
• Vão máximo devido ao balanço dos condutores;
• Velocidade do vento, para efeito de projeto, adotado o valor máximo.
9.2.2.1 - Engastamento
A profundidade de engastamento em função do comprimento do poste será:
E = Engastamento (m)
L = Comprimento nominal do poste (m)
E = L / 10 + 0,6
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- 32 -
Nota: Na área de concessão da Energisa Sergipe, os postes com resistência
nominal =>600daN deverão ter sua base concretada ou reforçada.
9.2.2.2 - Estaiamento
Os critérios de estaiamento de estruturas estão mostrados nos desenhos n.º 17 a
21 (Energisa Borborema, Energisa Sergipe e Energisa Paraíba) e desenhos n.° 22 a 28
(Energisa Nova Friburgo e Energisa Minas Gerais), nos gráficos para escolha de
estruturas.
Para redes monofásicas utilizar estai com cabo 6,4mm e para as redes trifásicas o
cabo 9,5mm.
Por questão de segurança, as estruturas com equipamentos só poderão ser
projetadas com estais sob consulta e aprovação escrita da concessionária.
9.2.3 - Emprego de Gabaritos
Os gabaritos para definição de altura e localização das estruturas deverão seguir os
seguintes requisitos:
• Calculados para os tipos e seções de condutores empregados nos projetos, para
os seguintes vãos básicos de 150 m para vãos reguladores até 250 m e 400 para vãos
reguladores superiores a 250 m;
• Cálculo do vão regulador
O vão regulador deve ser calculado para toda a linha.
Os vãos reguladores, cujos limites são as estruturas de ancoragem, são calculados
através da seguinte fórmula:
n321
3n
33
32
31
a......aaa
a......aaaVR
++++++++
=
Os gabaritos são construídos em material transparente de plástico, indeformável. As
curvas do gabarito serão traçadas considerando-se as escalas 1:5.000 na horizontal e
1:500 na vertical, conforme definido a seguir:
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 33 -
• A curva do condutor (superior) representa a catenária do condutor calculada
para a temperatura de 60° C.
• A curva de linha de solo (inferior) que define a distância mínima de 6m do
condutor fase ao solo, a qual deverá no máximo tangenciar o perfil. Deve ser paralela a
curva do condutor.
• Curva de arrancamento para vãos contínuos, correspondente à catenária do
condutor para uma temperatura mínima de 15° C. Considera-se que haverá arrancamento
da estrutura, quando a curva estiver acima do topo do poste, conforme mostrado no
desenho n.º 29 .
• O manuseio do gabarito deve ser sempre na vertical sobrepondo-o ao perfil, o
desenho n.º 29 ilustra sua utilização.
9.3 Características Gerais
9.3.1 - Disposição dos Condutores
Nos circuitos trifásicos, os condutores fase serão dispostos num mesmo plano
horizontal ou na disposição triangular.
9.3.2 - Altura Mínima dos Condutores
Os afastamentos mínimos entre o condutor e o solo, na condição de flecha máxima,
constam na tabela 18 .
Em travessias com rodovias, ferrovias e áreas navegáveis deverão ser projetadas e
aprovadas conforme Normas específicas dos respectivos órgãos.
9.3.3 - Seqüência para o Dimensionamento Mecânico
Durante o desenvolvimento do projeto deverão ser observados ainda os seguintes
critérios:
• Definir as estruturas nos pontos forçados, na saída de derivação e nos ângulos;
• Determinar o tipo e a altura da estrutura em função do maior vão entre o anterior
e o posterior consultando o gráfico correspondente;
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 34 -
• Existindo diversas alternativas de projeto, em caso de trechos duvidosos, deverá
ser feita uma análise econômica com os custos comparativos das estruturas;
• Sendo inevitável o emprego de vãos e ângulos superiores aos previstos,
poderão ser utilizadas estruturas especiais, devendo, entretanto, serem observados os
seguintes detalhes:
- Vão máximo devido ao balanço dos condutores;
- Esforços atuantes sobre os estais laterais e longitudinais.
• Quando for necessário o emprego de estruturas em situações de arrancamento,
deverá ser usada estrutura de ancoragem com os estais correspondentes ou estrutura de
apoio, mais alta;
• No caso de estrutura de apoio, deverão ser respeitados os ângulos de deflexão
vertical;
• O comprimento máximo entre estruturas ancoradas deverá ser de 1,5 km para
condutor de bitola até 1/0 AWG e 1,0 km para os condutores de bitola maior;
• Em caso de derivação da linha tronco sem a utilização de estai, o primeiro vão
do ramal deverá ser com tração reduzida e possuir comprimento máximo de 80m;
• Aterrar e secionar as cercas transversais e paralelas à RDR nos limites da faixa
conforme desenhos 050 e 051 da NDU - 005 ;
• Aumentar a distância do condutor fase à linha de solo em 0,50 m quando for
projetada com vãos acima de 300 m, porque nestas condições, o neutro da estrutura
deverá ser rebaixado em 0,50 m;
• A distância entre os cabos fase e o neutro, em qualquer condição vento e
temperatura, não poderá ser inferior a 0,50m;
• Deve-se evitar projetar transformadores nos postes dos troncos das RDR;
• A última estrutura do ramal não deverá ser U2, N2 e T2 para cabos com alma;
• Para condutores a partir de 1/0 AWG, deve ser projetada uma estrutura de
ancoragem na penúltima estrutura, utilizando-se tração reduzida entre esta e a última
estrutura, desde que o vão não ultrapasse 80 m;
• Indicar no desenho do projeto a posição dos postes ao longo da RDR nas
diversas situações, conforme desenho n.º 32 ;
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• Tipo de todas as estruturas;
• Número, seção, tipo dos condutores e tensão nominal;
• Distância entre vãos;
• Numerar seqüencialmente todas as estruturas;
• Distância da estaca mais próxima ao local da estrutura;
• Indicação do vão regulador calculado conforme item 9.2.3 desta norma;
• Corrente nominal das chaves fusíveis;
• Potência dos transformadores;
• Título e número da RDR;
• Aterramento de estruturas e cercas;
• Notas que se fizerem necessárias.
10. RELAÇÃO DE MATERIAL E ORÇAMENTO
Consiste em relacionar os materiais necessários à construção da linha e elaborar o
orçamento correspondente.
10.1. Relação de Material
10.1.1 - Material Orçado
Na elaboração da lista de materiais devemos observar os seguintes tópicos:
• Na relação de materiais deverão ser previstos todos aqueles necessários para a
execução da obra, já descontados os itens e (ou) quantitativos dos materiais da rede
existente, em condições de serem reaplicados. Também devem ser relacionados, à parte,
todos os materiais retirados da rede existente, que não serão aproveitados na mesma
obra.
• No caso dos condutores, acrescentar 2,5% no total do comprimento encontrado.
A tabela 20 de constantes dos condutores já inclui esse percentual. (No caso de se estar
utilizando o programa SIAGO, o mesmo já prevê o cit ado acréscimo).
• Os materiais necessários para concretagem da base de postes e recomposição
de calçadas não devem ser relacionados.
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10.1.2 - Material Salvado
Devem ser observados os seguintes critérios nos projetos que envolvam retiradas
de materiais da rede existente:
• Materiais aproveitáveis e devolvidos ao almoxarifado
São os materiais retirados e não aproveitados na mesma obra, mas em bom estado
de conservação e devolvidos ao almoxarifado.
O valor unitário destes materiais deve ser depreciado de acordo com a Resolução
em vigor. Tomar como referência a data de fabricação dos materiais de concreto e data
de instalação dos equipamentos.
Devem ser incluídos neste caso, também, os materiais fora de padrão em bom
estado de conservação e em condições de reutilização.
• Materiais não aproveitáveis
São materiais em mau estado de conservação, que entram no almoxarifado como
sucata.
Estas sucatas são separadas em:
- Sucata de CA nu;
- Sucata de CA isolado;
- Sucata de CAA;
- Sucata de cobre nu;
- Sucata de cobre isolado;
- Sucata de ferro (cinta, parafuso, armação, sela, etc.);
- Sucata de madeira (cruzeta, contra-poste, poste);
- Sucata de porcelana (isoladores);
- Sucata de concreto (poste, cruzeta, vigas, defensas, etc.).
Estas sucatas devem ser também relacionadas no formulário resumo de orçamento,
especificando somente a quantidade dos materiais.
Não devem ser considerados os materiais de difícil retirada (haste de terra, tora de
madeira, etc) que serão abandonados no local em que estão instalados.
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10.2. Mão-de-Obra
O cálculo de mão-de-obra é feito identificando-se os diversos tipos de serviços
previstos na execução da obra, conforme tabela da Concessionária.
11. APRESENTAÇÃO DO PROJETO
11.1. Documentos do Projeto
Os seguintes documentos devem fazer parte de um projeto:
• Desenhos do projeto assinados pelo responsável técnico;
• Demonstrativo do levantamento do(s) circuito(s);
• Folha de cálculo de queda de tensão e corrente;
• Relação de material;
• ART do projeto;
• Memorial descritivo;
• Diagrama unifilar;
• Autorização de passagem, quando for o caso;
• Desenhos e informações complementares, quando for o caso;
• Travessias;
• Desenhos especiais;
• Licença dos Órgãos competentes para construções em áreas de proteção
ambiental, ou atividades que necessitem de autorização dos mesmos.
11.2. Desenho do Projeto
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Deverá constar do projeto, a planta geral ou mapa chave, a planta do traçado, o
desenho do perfil e planimetria do terreno com a linha projetada, desenhos especiais e de
travessias.
11.2.1 - Planta Geral ou Mapa-Chave Deverá ser desenhada na escala 1:25.000 e tem como finalidade dar uma visão
global do traçado da RDR, sua localização geográfica e interligação do sistema.
Serão indicadas a direção norte e os principais obstáculos que podem influir na
escolha do traçado.
Apresentar o traçado da rede de distribuição rural indicando:
• Ponto de derivação, linha ou subestação existente e suas características;
• Características dos condutores e tensão de operação;
• Localização dos equipamentos de proteção e manobra;
• Assinalar os consumidores previstos e/ou prováveis;
• Determinar as localidades (vilas e povoados) ou grupo de consumidores a serem
atendidos.
11.2.2 - Planta do Traçado
Conforme o item 7.
11.2.3 - Perfil e Planimetria
O desenho do perfil e planimetria deverão ser executados conforme item 7. Em
uma planilha à parte, tabela 14 , deverão ser relacionados: numeração seqüencial das
estacas, distância intermediária, distância progressiva e cotas das estacas, número do
projeto e nome dos consumidores.
11.2.4 - Desenhos Especiais
Serão apresentados sempre que se fizerem necessários, por imposição de
circunstâncias especiais, quando o simples desenvolvimento planimétrico não for
suficiente para definir com precisão a montagem das estruturas, a disposição dos
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condutores, dos estais, estruturas não padronizadas, saída de alimentadores em
subestações, etc.
11.2.5 - Desenho de Travessia
Conforme as necessidades e as escalas recomendadas pelos órgãos envolvidos.
Ver itens 11.9, 11.10 e desenhos n.º 02 a 05 .
11.2.6 - Desenhos Complementares
Deverão ser apresentados, desde que haja necessidade para melhor elucidação:
• Detalhe da chegada e saída;
• Detalhes de seccionamento e aterramento de cercas, etc..
11.3. Formato e Tipo de Papel
A nanquim ou plotado, o desenho do projeto deve ser feito nos formatos A1, A2, A3
ou A4 em papel vegetal.
No caso de projetos para atendimento a novas localidades, grandes loteamentos e
grandes reformas, deve ser usada cópia reproduzível do mapa semi-cadastral para o
desenho do projeto.
Havendo complexidade no projeto de reforma ou modificação, dois desenhos
devem ser feitos, sendo um para a situação de “retirar” e outro para “a instalar”.
11.4. Cálculo de Queda de Tensão
Deve constar do projeto o cálculo de queda de tensão obedecendo aos limites
fixados anteriormente. Este cálculo será efetuado utilizando os “Coeficientes Unitários de
Queda de Tensão” (% para MVA x km), correspondentes às bitolas dos condutores,
conforme indicado na tabela 4 , e levando em conta o horizonte do projeto. Os cálculos
deverão ser feitos utilizando-se a tabela 3 .
11.5. Cálculo de Flecha e Tensão
Deverá ser apresentado conforme tabela 15 .
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11.5.1 - Forma de preenchimento
• Trecho de Ancoragem
Deverão ser anotados os trechos com estruturas de ancoragem.
• Vão Regulador
Anotar o valor do vão regulador calculado para o referido trecho de ancoragem.
• Vãos Básicos
Deverá ser anotado o valor do vão básico (gabarito) utilizado no trecho.
• Tensões
Nas colunas de tensões correspondentes a cada temperatura, os valores a serem
preenchidos serão aqueles existentes em tabela para o vão adotado (tabelas 21e 22).
• Estruturas
Nesta coluna deverão ser anotados os tipos de estruturas existentes nos intervalos
de ancoragem. Caso não exista será o próprio trecho de ancoragem.
• Vãos
Preencher nesta coluna os comprimentos reais entre vãos.
• Flechas
Para determinação das flechas que não existam nas tabelas, utilizar a expressão
abaixo: 2
1
212
=
a
aFF
F1 – Flecha do vão básico adotado (m)
F2 – Flecha a calcular (m)
a1 – Vão básico adotado (m)
a2 – Vão desejado (m)
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11.6. Tabela de Locação
Deverá ser apresentada conforme tabela 14 .
11.6.1 - Forma de preenchimento
Nesta tabela, deverão ser colocados em seqüência: a numeração das estruturas
consideradas no perfil, tipo da estrutura, existência de aterramento, número de estais
longitudinais e laterais e valor do ângulo. Na coluna de locação deverá ser colocado o
número da estaca mais próxima ao perfil e sua distância com relação à estaca que neste
caso deverá ser notificado se a distância é para mais ou para menos.
11.7. Simbologia
Deverá ser usada a simbologia constante nos desenhos nº 31 a 33 , bem como os
detalhes construtivos apresentados no desenho nº 34 .
11.8. Dados que Devem Constar nos Projetos
Devem constar no desenho do projeto todos os detalhes mencionados nos itens 8 e
9 ( Dimensionamento Elétrico e Dimensionamento Mecânico ), ou seja:
• Comprimento e resistência dos postes;
• Especificação das estruturas;
• Especificação de estaiamento;
• Indicação dos vãos, em metros;
• Tipo dos condutores;
• Número de fases e potências dos transformadores;
• Número de fases, bitola e tensão do primário e neutro;
• Especificação das fases;
• Indicação do vão regulador, quando existir mais de um vão contínuo;
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• Número seqüencial das estruturas;
• Corrente nominal das chaves-fusíveis dos ramais;
• Especificação dos elos-fusíveis dos ramais;
• Corrente nominal das chaves seccionadoras;
• Pára-raios e aterramento;
• Corrente nominal das bobinas série e terra, seqüência de operação e ajustes de
religadores e seccionalizadores;
• Capacidade e ajustes de reguladores de tensão;
• Capacidade, tipo de ajustes do comando do banco de capacitores;
• Título e número do projeto;
• Observações que se fizerem necessárias;
• Assinatura do responsável técnico e número de registro no CREA.
11.9. Relação de Materiais e Determinação da Mão-de -Obra
Devem ser preparados para todos os projetos, segundo os critérios descritos no
item 10.
11.10. Desenhos e Informações Complementares
Desenho na Planta Detalhe da Linha Rural:
• Critérios para Elaboração
Para fins de cadastramento, todas as extensões ou modificações devem ser
desenhadas na planta detalhe, escala 1: 25.000.
• Formatos e Tipos de Papel
O desenho do projeto deve ser feito a tinta nanquim, em papel vegetal no original
em formatos padronizados ou digitalizado em papel de tamanho adequado.
• Simbologia
Deve ser usada a constante nos desenhos 31 a 33 .
• Dados a Constar
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Devem constar no desenho da planta detalhe de rede rural os seguintes dados:
- Usinas geradoras, subestações e linhas de transmissão, todas elas com indicação
de nome e propriedade e tensão de operação das linhas de transmissão;
- Rede de Distribuição, com indicação da propriedade, caso seja particular;
- Tensão de operação;
- Número de condutores fase e neutro e bitola dos mesmos;
- Especificação das fases do primário.;
- Indicação de todos os postes e tipo de estruturas;
- Número de fases e potência do transformador;
- Corrente nominal e número operativo das chaves-fusíveis de derivações;
- Especificação dos elos-fusíveis das derivações;
- Corrente nominal de chaves seccionadoras, número operativo e indicação de
operação (NA ou NF);
- Capacidade da bobina série e bobina terra, seqüência de operação e ajustes de
religadores e seccionalizadores;
- Pára-raios e aterramento, inclusive de transformadores;
- Capacidade e ajustes de reguladores de tensão;
- Potência e tipo de ajustes do comando de banco de capacitores;
- Indicação de especificações especiais;
- Notas que se fizerem necessárias;
- Indicação do nome de todo consumidor novo no lugar reservado para os mesmos.
11.11. Atualização Cadastral das RDR Construídas
• Projetos Elaborados pela Concessionária
Ao ser vistoriada a obra, após sua conclusão, o setor de fiscalização deverá
verificar se a construção foi executada conforme o projeto. Nesse caso dar o certificado de
“como construído” na cópia do projeto e enviá-la ao setor de mapeamento e
cadastramento. Caso contrário, mas aprovada a obra, anotar na cópia, todas as
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modificações efetuadas no projeto indicando o “como construído” e enviar a cópia ao setor
de mapeamento e cadastramento, para atualização.
• Projetos Elaborados por Empreiteiros e Aprovados pela CONCESSIONÁRIA
Os procedimentos para apresentação e aprovação desses projetos na
Concessionária estão descritos no item 12.
Da mesma forma, o setor de fiscalização, ao vistoriar a obra, após sua conclusão,
deverá verificar a conformidade desta com o projeto.
Em caso positivo, dar o certificado “Como Construído” na cópia do projeto e enviá-la
ao setor de mapeamento e cadastramento. Caso contrário, o empreiteiro deverá atualizar
o projeto, conforme construído e enviar para a Concessionária para que a mesma o envie
ao setor de mapeamento e cadastramento, para atualização.
11.12. Travessias, Aproximação de Aeroportos e Caso s Especiais
• Deverão ser preparados os detalhes relativos a projetos de travessias sempre
que estas ocorrerem sobre ou sob estradas de rodagem federal e estadual, estradas de
ferro, rede de telecomunicações, linhas de transmissão, de distribuição, oleodutos,
gasodutos, etc.
• Os critérios vigentes para elaboração dos desenhos de travessias constam nos
desenhos n.º 02 a 05 . A aprovação dos desenhos de travessias será feita pelo setor de
projetos, que o encaminhará para as providências legais pertinentes. Quando o projeto
não for elaborado pela Concessionária, os desenhos das travessias deverão ser
apresentados para análise já aprovados pelo respectivo órgão.
• Onde houver cruzamento da rede de distribuição com cerca de arame esta
deverá ser aterrada e o seccionamento deverá localizar-se próximo ao limite da faixa de
servidão, 7,5 m de cada lado do eixo da rede, conforme desenho 51 da NDU-005 .
Quando a cerca de arame for paralela à rede de distribuição, a uma distância de até 20 m,
a cerca deverá ser aterrada a cada 250 m, conforme desenho 50 da NDU-005 .
• Não serão permitidas emendas no vão da travessia.
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• No caso de águas não navegáveis a distância mínima nas condições do item
anterior deverá ser de 6 m.
• Para a execução da travessia deverá ser previamente solicitada licença ao
órgão responsável.
• No caso de projetos nas proximidades de aeroportos, deverá ser observado o
plano básico de zonas de proteção a Aeródromos, conforme desenho 01 .
12. PROJETO DE RDR ELABORADO POR TERCEIROS
Os procedimentos a serem seguidos, depois de mantidos os entendimentos
preliminares com os consumidores, deverão ser os descritos a seguir:
• A empreiteira deverá elaborar o projeto da RDR, para atendimento aos
consumidores, conforme os critérios estabelecidos nesta norma.
• Apresentar o projeto ao setor competente da Concessionária, para análise e
aprovação. O projeto deve ser apresentado conforme o disposto no item 11 dessa norma,
em duas vias impressas ou em arquivos eletrônicos, através de carta solicitando a
aprovação de projeto (2 vias) impressas ou em arquivo eletrônico, mostrada no anexo 2 .
• O setor competente da Concessionária terá o prazo de 30 (trinta) dias corridos
para analisar e devolver o projeto ao solicitante. Caso o projeto seja aprovado e haja
necessidade de reforma, modificação e/ou instalação de equipamentos na rede existente,
para absorver as novas cargas, sua execução fica condicionada ao atendimento dos
prazos exigidos pela legislação. Caso o projeto seja reprovado, o setor competente
indicará os motivos da reprovação para providências do solicitante, que deverá representá-
lo, depois de corrigido, conforme indicado no item “b” anterior.
• Anexo ao projeto deverá ser entregue, devidamente preenchido e registrado em
Cartório o termo de “Constituição Amigável de Servidão” (anexo 3 ), quando a rede tiver
que atravessar por propriedades de terceiros.
• Quando a rede a ser construída derivar de rede particular, deverá ser entregue
com o projeto o “Termo de Autorização e Responsabilidade Mútua”, anexo 4 , devidamente
registrada em Cartório.
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• Após a conclusão da obra a empreiteira deverá entrar com o “Pedido de
Inspeção”, conforme anexo 5 .
13. NOTAS COMPLEMENTARES
• Em qualquer tempo e sem necessidade de aviso prévio, esta Norma poderá
sofrer alterações, no seu todo ou em parte, por motivo de ordem técnica e/ou devido a
modificações na legislação vigente, de forma a que os interessados deverão,
periodicamente, consultar a Concessionária.
• Os casos não previstos nesta norma, ou aqueles que pelas características
exigirem tratamento à parte, deverão ser previamente encaminhados à concessionária,
através de seus escritórios locais, para apreciação conjunta da área de projetos / área de
estudos.
• É parte integrante desta norma a NDU-021 (Adendo às Normas de Distribuição
Unificadas da ENERGISA à Norma Regulamentadora Nº010 – NR 010).
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14. ANEXO I – AUTORIZAÇÃO DE PASSAGEM
AUTORIZAÇÃO DE PASSAGEM
Pelo presente instrumento de AUTORIZAÇÃO DE PASSAGEM, Eu,
__________________________________________________, proprietário do imóvel
denominado _____________________________________________________________,
localizado no ________________________________________________, no Município de
_____________________________________, autorizo de forma irretratável e irrevogável
que a CONCESSIONÁRIA, ou através da firma empreiteira autorizada para execução de
tal serviço, venha a utilizar o terreno de minha propriedade para a passagem de rede
elétrica, renunciando a qualquer forma de indenização financeira ou material,
comprometendo-me ainda a não plantar qualquer forma de vegetação cuja cultura venha a
atingir os condutores elétricos, e não utilizar o método de queimada de vegetação dentro
da faixa de 7,5 m de cada lado do eixo da rede de distribuição elétrica destinado a
passagem da mesma, bem como, na hipótese de alienação da propriedade, comunicar ao
eventual comprador, sobre a presente transação, de forma tal a mantê-la de forma boa,
firme e valiosa qualquer tempo, inclusive com herdeiros.
______________________________, de _______________de _________.
________________________________________________ Assinatura
RG:___________________________ CPF: ______________________________ CÔNJUGE: _______________________________________________________________ RG:___________________________ CPF: ______________________________ TESTEMUNHAS:
____________________________ _______________________________ Assinatura Assinatura CPF: ___________________________ CPF: __________________________
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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15. ANEXO II – PEDIDO DE APROVAÇÃO DE PROJETO
(Modelo) TIMBRE DA EMPREITEIRA
______________,_____ de ___________________de ______
A Concessionária: ___________________________________________________________ DEPD: ___________________ Assunto: Pedido de Aprovação de Projeto Prezado Senhor:
Vimos pelo presente solicitar a Vossa Senhoria a aprovação do projeto __________________________________________________________para atender ao(s) cliente(s)_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ Ramal Urbano Trifásico ( ) Monofásico ( ) Ramal Rural Trifásico ( ) Monofásico ( ) Projeto n.º ( ) Obra da CONCESSIONÁRIA ( ) Obra de Terceiros ( ) N.º da ART ( ) Localidade: Endereço:________________________________________________________________________________________________________________________________________ Atenciosamente,
_________________________________________________
Responsável Técnico CREA N.º ___________
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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16. ANEXO III – CONSTITUIÇÃO AMIGÁVEL DE SERVIDÃO
CONSTITUIÇÃO AMIGÁVEL DE SERVIDÃO OUTORGANTE:_________________________ CPF:_____________________________ PROPRIEDADE: ________________________ REG. INCRA: ______________________ REGIÃO: _______________________________ MUNICÍPIO: _________________________ OUTORGADO:__________________________ CPF:_____________________________ PROPRIEDADE: __________________________REG. INCRA:_____________________ REGIÃO: ______________________________ MUNICÍPIO: _______________________
Pela presente “Constituição Amigável de Servidão”, e na melhor forma de direito, fica justo e combinado entre as duas partes acima, o seguinte: 1. O OUTORGANTE declara que, na qualidade de senhor e possuidor do imóvel acima
citado, foi solicitado pelo OUTORGADO para lhe permitir utilizar-se de parte do aludido imóvel a fim de sobre ele atravessar e construir uma linha de distribuição elétrica, ligando a linha de distribuição da (Empresa Energética de Sergipe – CONCESSIONÁRIA) a sua propriedade rural, ao que ele OUTORGANTE aquiesce, estabelecendo-se, como estabelecida fica, em favor do OUTORGADO uma servidão predial.
2. A servidão ora constituída, será exercida sobre o imóvel do OUTORGANTE em uma
faixa de terreno de 15 (quinze) metros de largura, e cujo comprimento será igual ao da rede elétrica, sendo vedado qualquer tipo de construção ou plantação de elevado porte na referida faixa.
Parágrafo Único: Fica contratado ainda que, os OUTORGANTES, continuarão utilizando da área objeto da presente servidão, abstendo-se em conseqüência de erguerem quaisquer benfeitorias ou fazerem plantações de porte elevado na área objeto do presente contrato e, em paralelo à faixa de servidão, de árvores cujo porte seja maior que a referida faixa, tais como Eucalipto, com o intuito de evitar a projeção das mesmas sobre a rede.
3. Dentro da área da faixa de servidão referida, o OUTORGADO poderá, por seus
propostos, atravessar e construir a linha mencionada, ampliá-la quando julgar conveniente, e fazer todas as obras necessárias à conservação da linha.
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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4. Fica estabelecido entre as duas partes, que o contido neste instrumento é de caráter irrevogável, independente de outros entendimentos e será garantido para cada um, seus herdeiros e sucessores.
E, por haverem ajustado e combinado, mandaram elaborar este instrumento em 04(quatro) vias de igual teor, que depois de lidas e achadas conforme, irão assinadas pelas partes juntamente com as testemunhas abaixo, a tudo presentes. Este instrumento será isento de imposto pelo Decreto-Lei n.º 2.281, de 05.06.40. Dão à este, para efeitos legais, o valor de R$ ______________. _____________________________, de ________________de __________.
_________________________ _________________________ OUTORGANTE ESPOSA
_________________________ _________________________ OUTORGADO ESPOSA
TESTEMUNHAS:
_________________________ _________________________ CPF: CPF:
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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17. ANEXO IV - TERMO DE AUTORIZAÇÃO E DE
RESPONSABILIDADE MÚTUA
TERMO DE AUTORIZAÇÃO E DE RESPONSABILIDADE MÚTUA CEDENTE:________________________________ CPF:___________________________ PROPRIEDADE:___________________________ REG. INCRA:____________________ REGIÃO:__________________________________MUNICÍPIO:_____________________ CESSIONÁRIO:____________________________CPF:___________________________ PROPRIEDADE: ___________________________ REG. INCRA:____________________ REGIÃO:_________________________________ MUNICÍPIO:_____________________
Pelo presente “Termo de Autorização e de Responsabilidade Mútua” e na melhor forma de direito, fica estabelecido, entre as partes acima, o seguinte: 1. O CEDENTE possuidor de uma linha condutora de energia elétrica, que serve a sua
propriedade acima citada, concorda e autoriza ao CESSIONÁRIO a ligar na referida linha, um ramal para fornecimento de energia à sua propriedade.
2. O CEDENTE desde já concorda e autoriza que sejam feitas em sua linha as
modificações que se fizerem necessárias inclusive troca de postes e acessórios para a saída do novo ramal que irá servir a propriedade do CESSIONÁRIO.
3. O CESSIONÁRIO, ao receber, como de fato recebe, esta concordância e autorização
do CEDENTE, por sua parte concorda que todas as despesas decorrentes de serviços de manutenção, reparos, acidentes, danos a terceiros, ou qualquer outro tipo de despesa que hajam no trecho da linha do Cedente, que vai do ponto de partida do seu ramal até a derivação do ramal na rede da Concessionária, sejam divididas em partes iguais entre o CEDENTE e o CESSIONÁRIO.
4. Ambas as partes concordam que o fornecimento de energia elétrica à propriedade de
uma das partes seja suspenso pela CONCESSIONÁRIA, caso a mesma constate defeito na linha de distribuição e/ou ramal, ou mesmo quando na instalação interna de uma das partes, se estiver prejudicando a outra.
5. Ambas as partes concordam em que a linha serve ao CEDENTE e a que servirá ao
CESSIONÁRIO ficarão definitivas como intermediárias de transporte de energia
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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elétrica, ainda que aos mesmos não mais interesse, por qualquer motivo, que as obrigações e responsabilidades relativas ao novo ramal ficarão a cargo do CESSIONÁRIO.
6. Fica estabelecido entre as partes que o contido no presente TERMO é de caráter irrevogável, independente de outros entendimentos e será garantido por si, seus herdeiros e sucessores.
E, por haverem ajustado e combinado, mandaram elaborar este instrumento em 4 (quatro) vias de igual teor, que depois de lidas e achadas conforme, irão assinadas pelas partes juntamente com as testemunhas abaixo, a tudo presentes. _________________________________, de _________________ de _________.
___________________________ _______________________ CEDENTE ESPOSA
___________________________ _______________________ CESSIONÁRIO ESPOSA
TESTEMUNHAS:
___________________________ _______________________ CPF: CPF:
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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18. ANEXO V – INSPEÇÃO DA OBRA
(Modelo) TIMBRE DA EMPREITEIRA
______________,_____ de ___________________de ______
A Concessionária: Setor: Assunto: Inspeção da obra Prezado Senhor:
Vimos pelo presente, solicitar a V. S.a a inspeção dos serviços referentes ao
projeto,
________________________________________________________________________.
Responsável pela Obra: _____________________________________________________ Solicitante da Obra:_________________________________________________________ Local da Obra:_____________________________________________________________ N.º do Projeto:_____________________________________________________________ Descrição da Obra:_________________________________________________________ N.º ART de Construção:_____________________________________________________ Atenciosamente,
____________________________________ Responsável Técnico:
CREA Nº :
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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19. TABELAS
TABELA 01 - Fatores de demanda
TABELA 02 - Fatores de multiplicação
TABELA 03 - Cálculo de queda de tensão
TABELA 04 - Coeficiente unitário de queda de tensão (%MVA x km)
TABELA 05 - Características dos cabos de alumínio CAA/CA
TABELA 06 - Características dos transformadores
TABELA 07 - Critérios orientativos para instalação de dispositivos de proteção em
RDR
TABELA 08 - Elos fusíveis para transformadores monofásicos
TABELA 09 - Elos fusíveis para transformadores trifásicos
TABELA 10 - Elos fusíveis para bancos de capacitores
TABELA 11 - Dimensionamentos dos elos fusíveis
TABELA 12 - Postes padronizados
TABELA 13 - Comprimento e resistência mínimos de poste para instalação de
equipamentos
TABELA 14 - Tabela de locação
TABELA 15 - Tabela de regulação de cabos
TABELA 16 - Condição de EDS(%) máxima por tipo de cabo
TABELA 17 - Critério de utilização de estruturas
TABELA 18 - Distâncias entre os condutores e o solo
TABELA 19 - Distâncias entre os condutores de circuitos diferentes
TABELA 20 - Pesos dos cabos
TABELA 21 - Flecha, tensão e esforço em postes (Energisa Borborema, Energisa
Sergipe e Energisa Paraíba)
TABELA 22 - Flecha, tensão e esforço em postes (Energisa Nova Friburgo e
Energisa Minas Gerais)
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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TABELA 1
FATORES DE DEMANDA
NÚMERO DE TRANSFORMADORES
F.D. (%)
1 100 2 70 3 60
4 a 5 50 6 a 10 40
ACIMA DE 10 30
TABELA 2
FATORES DE MULTIPLICAÇÃO
TAXA DE CRESCIMENTO (%)
ANOS
5
10
1 1,051 1,105 2 1,104 1,219 3 1,159 1,344 4 1,217 1,480 5 1,276 1,629 6 1,388 1,791 7 1,403 1,967 8 1,469 2,159 9 1,539 2,367
10 1,611 2,594
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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TABELA 3 - CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO
CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO
ORGÃO:__________ FOLHA: __________ DATA: ___________
TÍTULO DO PROJETO : NÚMERO : PRIM. : F.T. (Alimentador) PROJETISTA :
TRECHO CARGA CONDUTOR
QUEDA DE TENSÃO
Descrição Comprimento Distribuída no Trecho
Acumulada no fim do
Trecho Total Unitária No Trecho TOTAL
A B C D E=(C/2+D) B F G H =E x G I Primário km MVA MVA MVA x km
AWG % % % Secundário 100m kVA kVA kVA x 100m
DEMANDA :
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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TABELA 4 ( TRIFÁSICO )
COEFICIENTES UNITÁRIOS DE QUEDA DE TENSÃO
( % PARA MVA x km )
MT TRIFÁSICO
BITOLA DO
CONDUTOR
SISTEMA TRIFÁSICO V = 11,4 kV - e . e. = 1,322 m
CONDUTOR CA CONDUTOR CAA COS Ø = 1 COS Ø = 0,8 COS Ø = 1 COS Ø = 0,8
4 1,240 1,216 1,317 1,294 2 0,781 0,841 0,866 0,935
1/0 0,491 0,600 0,574 0,699 4/0 0,245 0,392 0,303 0,461
336,4 0,154 0,309 0,157 0,306
BITOLA DO
CONDUTOR
SISTEMA TRIFÁSICO V = 13,8 kV - e . e. = 1,322 m
CONDUTOR CA CONDUTOR CAA COS Ø = 1 COS Ø = 0,8 COS Ø = 1 COS Ø = 0,8
4 0,846 0,830 0,899 0,883 2 0,533 0,574 0,591 0,638
1/0 0,335 0,410 0,392 0,477 4/0 0,167 0,267 0,207 0,315
336,4 0,105 0,211 0,107 0,223
BITOLA DO
CONDUTOR
SISTEMA TRIFÁSICO V = 22 kV - e . e. = 1,322 m
CONDUTOR CA CONDUTOR CAA COS Ø = 1 COS Ø = 0,8 COS Ø = 1 COS Ø = 0,8
4 0,333 0,327 0,354 0,348 2 0,210 0,226 0,233 0,251
1/0 0,132 0,161 0,154 0,188 4/0 0,066 0,105 0,081 0,124
336,4 0,041 0,083 0,042 0,082
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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TABELA 4 ( MONOFÁSICO )
COEFICIENTES UNITÁRIOS DE QUEDA DE TENSÃO
( % PARA MVA x km )
MT MONOFÁSICO
BITOLA DO
CONDUTOR
SISTEMA MONOFÁSICO V = 6,58 kV - e . e. = 0,8 m
CONDUTOR CA CONDUTOR CAA COS Ø = 1 COS Ø = 0,8 COS Ø = 1 COS Ø = 0,8
4 7,442 7,192 7,904 7,660 2 6,062 6,063 6,551 6,582
BITOLA DO
CONDUTOR
SISTEMA MONOFÁSICO V = 7,9 kV - e . e. = 0,8 m
CONDUTOR CA CONDUTOR CAA COS Ø = 1 COS Ø = 0,8 COS Ø = 1 COS Ø = 0,8
4 5,078 4,980 5,394 5,299 2 3,198 3,444 3,547 3,828
BITOLA DO
CONDUTOR
SISTEMA MONOFÁSICO V = 12,7 kV - e . e. = 0,8 m
CONDUTOR CA CONDUTOR CAA COS Ø = 1 COS Ø = 0,8 COS Ø = 1 COS Ø = 0,8
4 1,998 1,931 2,122 2,057 2 1,628 1,629 1,759 1,767
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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TABELA 5
CARACTERÍSTICAS DOS CABOS DE ALUMÍNIO - CAA
CÓ
DIG
O
BIT
OLA
DO
CO
ND
UT
OR
FO
RM
AÇ
ÃO
SE
ÇÃ
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ÃO
DE
RU
PT
UR
A
RE
SIS
TÊ
NC
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LÉT
RIC
A
70°
C –
60
Hz
REATÂNCIA INDUTIVA
AM
PA
CID
AD
E T
=30°
C
AM
B+4
0°C
ELE
V.
ΩΩΩΩ / km
CIR
C. M
ON
OF
ÁS
ICO
e.e
= 0
,80
m
CIR
C. B
IFÁ
SIC
O 2
FIO
S
e.
e =
2,20
m
CIR
C. B
IFÁ
SIC
O 3
FIO
S
e.
e =
1,69
3 m
CIR
C. T
RIF
ÁS
ICO
e.
e =
1,32
2 m
AW
G
/
M
CM
FIO
S
mm
2
mm
kg /
km
Da
N
ΩΩ ΩΩ /
km
A
SWAN 4 6/1 24,68 6,36 85,4 809 1,7121 0,4825 0,5587 0,5390 0,5203 127 SPARROW 2 6/1 39,24 8,01 135,9 1229 1,1259 0,4860 0,5622 0,5425 0,5238 171
RAVEN 1/0 6/1 62,43 10,11 216,3 1882 0,7461 0,4814 0,5576 0,5379 0,5192 230 QUAIL 2/0 6/1 78,68 11,35 272,3 2338 0,5962 0,4709 0,5472 0,5275 0,5088 267
PIGEON 3/0 6/1 99,20 12,75 343,6 2914 0,4816 0,4588 0,5351 0,5153 0,4967 309 PENGUIN 4/0 6/1 125,10 14,31 433,2 3677 0,3944 0,4355 0,5118 0,4920 0,4734 358 LINNET 336,4 26/7 198,30 18,31 688,7 6200 0,2039 0,3528 0,4290 0,4093 0,3906 488
CARACTERÍSTICAS DOS CABOS DE ALUMÍNIO - CA
CÓ
DIG
O
BIT
OLA
DO
CO
ND
UT
OR
FO
RM
AÇ
ÃO
SE
ÇÃ
O N
OM
INA
L
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DE
RU
PT
UR
A
RE
SIS
TÊ
NC
IA E
LÉT
RIC
A
70°C
(60
Hz)
REATÂNCIA INDUTIVA
AM
PA
CID
AD
E T
=30°
C
AM
B+4
0°C
ELE
V
ΩΩΩΩ / km
CIR
C. M
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ÁS
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0 m
CIR
C. B
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FIO
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2,20
m
CIR
C. B
IFÁ
SIC
O 3
FIO
S
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e =
1,69
3 m
CIR
C. T
RIF
ÁS
ICO
e.
e =
1,32
2 m
AW
G
/
M
CM
FIO
S
mm
2
mm
Kg
/ km
Da
N
ΩΩ ΩΩ /
km
A
ROSE 4 7 21,15 5,88 58,3 393 1,6118 0,4472 - - 0,4853 125 IRIS 2 7 33,63 7,42 92,7 602 1,0145 0,4292 - - 0,4679 168
POPPY 1/0 7 53,51 9,36 147,5 883 0,6375 0,4122 - - 0,4505 227 ASTER 2/0 7 67,44 10,51 185,9 1113 0,5062 0,4032 - - 0,4417 264 PHLOX 3/0 7 85,03 11,80 234,4 1369 0,4019 0,3942 - - 0,4331 305 OXLIP 4/0 7 107,20 13,25 295,6 1726 0,3184 0,3852 - - 0,4237 355 TULIP 336,4 19 170,50 16,90 470,0 2813 0,2006 0,3632 - - 0,4026 480
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 60 -
TABELA 6
CARACTERÍSTICAS DOS TRANSFORMADORES
DESCRIÇÃO TRANSFORMADOR TRIFÁSICO
TRANSFORMADOR MONOFÁSICO
TENSÃO NOMINAL (V) 11.400 6,582
CAPACIDADE EM (kVA) 15; 30; 45; 75; 112,5; 150 e 225 5; 10 ; 15 e 25
TENSÃO SUPERIOR (V) 12.000; 11.400; 10.800 e 10.200 6.928; 6.582, 6.235 e 5.889
TENSÃO INFERIOR (V) 220 / 127 230 / 115
TIPO DE LIGAÇÃO DELTA/ESTRELA COM NEUTRO ATERRADO
TAP CENTRAL A 3 CONDUTORES
DESCRIÇÃO TRANSFORMADOR TRIFÁSICO
TRANSFORMADOR MONOFÁSICO
TENSÃO NOMINAL (V) 13.800 7,967
CAPACIDADE EM (kVA) 15; 30; 45; 75; 112,5; 150 e 225 5; 10 e 15
TENSÃO SUPERIOR (V) 14.400; 13.800; 13.200 e 12.600 8.314; 7.967; 7.621 e 7.275
TENSÃO INFERIOR (V) 220 / 127 OU 380 / 220 230 / 115 OU 230
TIPO DE LIGAÇÃO DELTA/ESTRELA COM NEUTRO ATERRADO
TAP CENTRAL A 3 CONDUTORES
OU 2 CONDUTORES
DESCRIÇÃO TRANSFORMADOR TRIFÁSICO
TRANSFORMADOR MONOFÁSICO
TENSÃO NOMINAL (V) 22.000 12.700
CAPACIDADE EM (kVA) 15; 30; 45; 75; 112,5; 150 e 225 5; 10 ; 15 e 25
TENSÃO SUPERIOR (V) 23.100; 22.000; 20.900; 19.800 13.337;12.702;12.067 e 11.432
TENSÃO INFERIOR (V) 220 / 127 230 / 115
TIPO DE LIGAÇÃO DELTA/ESTRELA COM NEUTRO ATERRADO
TAP CENTRAL A 3 CONDUTORES
Nota : Na área de concessão da Energisa Sergipe, os transformadores com classe 15kV,
deverão possuir as buchas de média tensão classe 25kV.
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 61 -
TABELA 7
CRITÉRIOS ORIENTATIVOS PARA INSTALAÇÃO
DE DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO EM RDR
PONTO EXTENSÃO(m)
km x kVA Demanda
PROTEÇÃO DE
RETAGUARDA
COORDENAÇÃO
COM A PROTEÇÃO
DE RETAGUARDA
DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO
OBSERVAÇÕES
DISJ. RELIG. SECC. CH. FUS.
Saída do Alimentador Qualquer Qualquer
Proteção do
Barramento A Estudar X X
Ajuste segundo
a norma de proteção
Tronco Qualquer Qualquer
Disjuntor X
Número máximo de
dispositivo: 4
Religador X X
Ramal ou
Sub-Ramal
>150 >1600
Disjuntor
Fus. Coordena X
No caso de
chave-fusível Utilizar,
de preferência, Elo tipo K
Fus. Não coordena X X
Religador
Fus. Coordena X
Fus.
Não coordena X X
Seccionalizador
Fus. Coordena X
Fus. Não coordena X
<1600 Qualquer X
<150
Derivação p/ Cliente Qualquer
≤ 225* ≤ 300**
Qualquer X
Utilizar
elo tipo K
Derivação p/ Cliente Qualquer > 225*
> 300** Qualquer X
Transformador Capacitor Qualquer X
Utilizar elo tipo H e K
(Ver tabelas 8, 9 e 10)
* Energisa Nova Friburgo / Energisa Minas Gerais / Energisa Sergipe
** Energisa Borborema / Energisa Paraíba
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 62 -
TABELA 8
ELOS - FUSÍVEIS PARA TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS
POTÊNCIA EM kVA ELO- FUSÍVEL
6.582 V 7.964 V 12.700 V 25 3 H 3 H 2 H 15 2 H 2 H 1 H 10 1 H 1 H 1 H 5 0,5 H 0,5 H 0,5 H
TABELA 9
ELOS - FUSÍVEIS PARA TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS
POTÊNCIA EM kVA ELO- FUSÍVEL
11.400 V 13.800 V 22.000 V
15 0,5 H 0,5 H 0,5 H 30 1 H 1 H 1 H 45 2 H 2 H 1 H 75 3 H 3 H 2 H
112,5 5 H 5 H 2 H 150 8 K 8 K 3 H 225 12 K 10 K 5 H 300 15 K 12 K 8 K
TABELA 10
ELOS - FUSÍVEIS PARA BANCOS DE CAPACITORES
TABELA 10A: ELOS - FUSÍVEIS PARA BANCOS DE CAPACITO RES
POTÊNCIA DO BANCO
( kVAr )
ELO- FUSÍVEL ELO- FUSÍVEL ELO- FUSÍVEL
6.582 V 7.964 V 12.700 V 150 6 K 6 K 3 K 300 12 K 10 K 6 K 600 25 K 20 K 12 K
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 63 -
OBS: 1) Nas áreas de concessão da Energisa Borborema, Energisa Sergipe e
Energisa Paraíba, quando instalados em redes existentes sem neutro contínuo, e o
mesmo não esteja interligado a malha da respectiva subestação supridora a ligação
deverá ser do tipo estrela aberta.
2) Para banco de 50 e 100 kVAr, deverá ser verificada a corrente de curto-
circuito no local de instalação antes de ser adotado este tipo de proteção, conforme
abaixo:
TABELA 10B: BANCO CAPACITOR DE 50 E 100 KVAr
Banco com unidade capacitiva (kVAr) Máxima corrente de curto-circuito admissível (A)
50 4000 100 5000
TABELA 11
DIMENSIONAMENTO DOS ELOS-FUSÍVEIS
ELOS DO TIPO K
CORRENTE NOMINAL
(A)
CORRENTE MÁXIMA PERMANENTE ADMISSÍVEL
(A)
10 10 15
15 15 22,5
25 25 37,5
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 64 -
TABELA 12 - POSTES PADRONIZADOS
COMPRIMENTO DO POSTE
(m)
RESISTÊNCIA NOMINAL - daN
CONCRETO CIRCULAR CONCRETO DUPLO T Face (a/b)
10
150 75/150
300 150/300
600 300/600
1000 500/1000
1500 750/1500
11
300 150/300
600 300/600
1000 500/1000
1500 750/1500
12
300 150/300
600 300/600
1000 500/1000
1500 750/1500
13
600 300/600
1000 500/1000
1500 750/1500
TABELA 13
COMPRIMENTO E RESISTÊCIA MÍNIMAS DE POSTE PARA INSTALAÇÃO DE EQUIPAMENTO
EQUIPAMENTO TIPO / POTÊNCIA COMPRIMENTO
MÍNIMO (m)
RESISTÊNCIA (daN)
C.C. D.T.
Transformador Monofásico De 5 a 25 kVA
11
300 300 Transformador
Trifásico De 15 a 112,5kVA
≥≥≥≥ 150 kVA 1000 1000
Religador 6 H e 4 H KF 300 300
Seccionalizador GH e GN3 Capacitor Banco de 300 e 600 11 300 300
Regulador Monof. até 76,2kVA ou Banco Monof. 11 600* 600*
Chave-Fusível Qualquer 10
300 300 Pára-Raios Qualquer 150 150
Chave-Faca Uinipolar Qualquer 300 300
Chave a Óleo Qualquer 11
* Para estruturas compostas com dois ou três postes.
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- 65 -
TABELA 14 - TABELA DE LOCAÇÃO
TABELA DE LOCAÇÃO TÍTULO DO PROJETO: MUNICÍPIO: PROJETISTA: TENSÃO: ORGÃO: FOLHA: DATA:
POSTE LOCAÇÃO
N.º
DA
ES
TR
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TIP
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S/N
)
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RV
AÇ
ÃO
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 66 -
TABELA 15 – TABELA DE REGULAÇÃO DE CABOS
ÓR
GÃ
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FO
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:
DA
TA
:
F L
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H A
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m)
T E
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°C) 45
40
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15
Vãos
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°C) 45
40
35
30
25
20
15
Vão Básico
Vão Reg.
Tre
cho
de
Anc
orag
em
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 67 -
TABELA 16
CONDIÇÃO DE EDS (%) MÁXIMA POR TIPO DE CABO
CABO % Alumínio CA 21
Alumínio CAA 20 Liga de Alumínio 18
TABELA 17
CRITÉRIOS DE UTILIZAÇÃO DE ESTRUTURAS
UT
ILIZ
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GU
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GU
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FIM
DE
RE
DE
DE
RIV
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TA
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É 6
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TA
NG
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NG
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ULO
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O
MÁ
XIM
O
300
300-
150
600
600
600-
150
280
280
280
280
400
600
600
600
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2
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2
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336
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4 a
336
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336
,4
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336
,4
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SIC
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2
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/ N1
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N3
N4
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HT
HT
E
HT
T
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 68 -
TABELA 18
DISTÂNCIAS ENTRE OS CONDUTORES E O SOLO
TENSÃO NOMINAL U(V)
NATUREZA DO LOGRADOURO
DISTÂNCIAS MÍNIMAS (mm)
CIRCUITO DE
COMUNICAÇÃO E CABO DE
ATERRADOS
U ≤ 1.000 1000 < U ≤ 36.200
Vias exclusivas de pedestres em áreas rurais
3.000 4.500 5.500
Vias exclusivas de pedestres em áreas urbanas
3.000 3.500 5.500
Estradas rurais e áreas de plantio com tráfego de máquinas agrícolas
6.500 6.500 6.500
Ruas e avenidas 5.000 5.500 6.000 Entradas de prédios e demais locais de uso restrito a veículos
4.500 4.500 6.000
Rodovias federais 7.000 7.000 7.000 Ferrovias não eletrificadas e não eletrificáveis
6.000 6.000 9.000
Notas:
1) Em ferrovias eletrificadas ou eletrificáveis, a distância mínima do condutor ao boleto dos trilhos é de 12m para tensões até 36,2 kV, conforme ABNT NBR 14165;
2) Para tensões superiores a 36,2 kV, consultar a ABNT NBR 5422; 3) Em rodovias estaduais, a distância mínima do condutor ao solo deve obedecer à
legislação específica do órgão estadual. Na falta de regulamentação estadual, obedecer aos valores da tabela 18.
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- 69 -
TABELA 19
DISTÂNCIAS ENTRE CONDUTORES DE CIRCUITOS DIFERENTES
TENSÃO NOMINAL U(V)
DISTÂNCIAS MÍNIMAS (mm)
CIRCUITO SUPERIOR
CIRCUITO INFERIOR
U ≤ 1.000 1000 < U ≤ 15.000 15.000 < U ≤ 36.200 36.200 < U ≤ 69.000
COMUNICAÇÃO 600 1.500 1.800 2.000 U ≤ 1000 600 800 1.000 1.700
1000 < U ≤15.000 - 800 900 1.700 15.000 < U ≤ 35.000 - - 900 1.700
TABELA 20
PESO DOS CABOS
Bitola kg/km 2,5% TOTAL(kg/km)
ALUMÍNIO
CA
4 58,30 1,458 59,8
2 92,70 2,318 95,0
1/0 147,50 3,688 151,2
4/0 295,60 7,390 303,0
336,4 470,00 11,750 481,8
477 666,40 16,660 683,1
CAA
4 85,40 2,135 87,5
2 135,90 3,398 139,3
1/0 216,30 5,408 221,7
2/0 272,30 6,808 279,1
4/0 433,20 10,830 444,0
266 546,80 13,670 560,5
336,4 688,70 17,218 705,9
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- 70 -
TABELA 21
FLECHAS, TENSÕES E ESFORÇOS EM POSTES
(ENERGISA BORBOREMA, ENERGISA SERGIPE E ENERGISA
PARAÍBA)
TEMP (ºC)
VÃO (m) 50 100 150 200 250 300
EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 17,7 EDS(%) = 14,3 EDS(%) = 12,8 EDS(%) = 12 T
(daN) F (m) T (daN)
F (m)
T (daN)
F (m)
T (daN)
F (m)
T (daN)
F (m)
T (daN)
F (m)
TENSÃO DE MONTAGEM
(daN)
15 205 0,13 201 0,53 172 1,39 133 3,22 114 5,85 105 9,13
20 187 0,14 185 0,58 160 1,50 127 3,37 111 6,01 103 9,30
25 169 0,16 169 0,63 149 1,61 121 3,54 108 6,18 101 9,49
30 151 0,18 154 0,69 139 1,72 116 3,69 105 6,35 99 9,68
35 134 0,20 140 0,76 130 1,84 111 3,86 102 6,54 97 9,88
40 118 0,23 128 0,84 122 1,96 107 4,00 100 6,67 96 9,98
45 102 0,26 116 0,92 114 2,10 104 4,12 98 6,81 94 10,19
50 88 0,30 106 1,01 108 2,22 100 4,28 96 6,95 93 10,30
55 76 0,35 97 1,10 102 2,35 97 4,42 94 7,10 92 10,41 60 66 0,41 90 1,19 97 2,47 94 4,56 92 7,25 90 10,64 20º
c/vento 215 256 278 278 278 278 Adotada 215 256 278 278 278 278
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação Altura Poste
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
1#4(4) Poste 10m
238 442 278 506 301 549 301 549 301 549 301 549
1#4(4) Poste 11m
241 435 282 513 304 555 304 555 304 555 304 555
1#4(4) Poste 12m 246 442 287 520 309 563 309 563 309 563 309 563
2#4(4) Poste 10m 450 641 531 759 576 824 576 824 576 824 576 824
2#4(4) Poste 11m
454 648 535 766 580 831 580 831 580 831 580 831
2#4(4) Poste 12m
459 655 540 773 585 839 585 839 585 839 585 839
3#4(4) Poste 10m 662 854 784 1012 851 1.099 851 1099 851 1099 851 1099
3#4(4) Poste 11m 666 860 788 1019 855 1.106 855 1106 855 1106 855 1106
3#4(4) Poste 12m
672 867 794 1027 861 1.114 861 1114 861 1114 861 1114
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 71 -
TEMP (ºC)
VÃO (m) 350 400 450 500 550 600
EDS(%) = 11,6 EDS(%) = 11,3 EDS(%) = 11,16 EDS(%) = 11,05 EDS(%) = 10,95 EDS(%) = 10,91 T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m)
TENSÃO DE MONTAGEM
(daN)
15 101 12,96 97 17,54 96 22,47 95 28,01 93 34,57 93 41,29 20 100 13,09 96 17,72 95 22,71 94 28,31 93 34,57 93 41,29
25 98 13,36 95 17,91 94 22,95 93 28,62 92 34,94 92 41,74
30 96 13,64 94 18,10 93 23,20 92 28,93 91 35,32 91 42,19
35 95 13,78 93 18,29 92 23,45 92 28,93 91 35,32 91 42,19
40 94 13,93 92 18,49 92 23,45 91 29,24 90 35,71 91 42,19
45 93 14,08 91 18,69 91 23,71 91 29,24 90 35,71 90 42,66
50 92 14,23 91 18,69 91 23,71 90 29,57 90 35,71 90 42,66
55 91 14,39 90 18,90 90 23,97 90 29,57 89 36,11 90 42,66 60 90 14,55 89 19,11 89 24,24 89 29,90 89 36,11 89 43,14 20º
c/vento 278 278 278 278 278 278
Adotada 278 278 278 278 278 278 TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação Altura Poste
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
1#4(4) Poste 10m
301 549 301 549 301 549 301 549 301 549 301 549
1#4(4) Poste 11m 304 555 304 555 304 555 304 555 304 555 304 555
1#4(4) Poste 12m 309 563 309 563 309 563 309 563 309 563 309 563
2#4(4) Poste 10m
576 824 576 824 576 824 576 824 576 824 576 824
2#4(4) Poste 11m
580 831 580 831 580 831 580 831 580 831 580 831
2#4(4) Poste 12m
585 839 585 839 585 839 585 839 585 839 585 839
3#4(4) Poste 10m 851 1099 851 1099 851 1099 851 1099 851 1099 851 1099
3#4(4) Poste 11m 855 1106 855 1106 855 1106 855 1106 855 1106 855 1106
3#4(4) Poste 12m
861 1114 861 1114 861 1114 861 1114 861 1114 861 1114
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 72 -
TEMP (ºC)
VÃO (m) 50 100 150 200 250 300
EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 17,88 EDS(%) = 16 EDS(%) = 15,02 T
(daN) F (m) T (daN)
F (m)
T (daN) F (m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m)
TENSÃO DE MONTAGEM
(daN)
15 315 0,13 308 0,55 298 1,28 257 2,65 221 4,80 204 7,50
20 287 0,15 283 0,60 278 1,37 244 2,79 214 4,95 199 7,69
25 258 0,16 258 0,66 258 1,48 231 2,95 206 5,14 194 7,89
30 230 0,18 235 0,72 240 1,59 219 3,11 199 5,32 189 8,10
35 203 0,21 214 0,79 224 1,71 209 3,26 193 5,49 185 8,28
40 178 0,24 195 0,87 209 1,83 200 3,40 187 5,67 182 8,41
45 154 0,28 178 0,95 196 1,95 192 3,55 182 5,82 178 8,60
50 133 0,32 162 1,05 185 2,07 184 3,70 177 5,98 175 8,75
55 114 0,37 149 1,14 174 2,20 177 3,85 173 6,12 171 8,95
60 99 0,43 138 1,23 165 2,32 171 3,98 168 6,30 168 9,11 20º
c/vento 318 368 413 426 426 426 Adotada 318 368 413 426 426 426
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação Altura Poste
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
1#2(2) Poste 10m 340 623 389 717 434 802 446 826 446 826 446 826
1#2(2) Poste 11m 343 630 393 725 437 810 450 834 450 834 450 834
1#2(2) Poste 12m 349 638 398 733 443 819 455 843 455 843 455 843
2#2(2) Poste 10m 654 937 753 1081 842 1210 867 1246 867 1246 867 1246
2#2(2) Poste 11m 658 945 757 1089 846 1218 871 1255 871 1255 871 1255
2#2(2) Poste 12m 664 953 763 1098 852 1228 877 1264 877 1264 877 1264
3#2(2) Poste 10m 968 1252 1116 1444 1250 1618 1287 1667 1287 1667 1287 1667
3#2(2) Poste 11m 972 1259 1121 1453 1254 1627 1292 1676 1292 1676 1292 1676
3#2(2) Poste 12m 978 1268 1127 1462 1261 1637 1298 1686 1298 1686 1298 1686
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 73 -
TEMP (ºC)
VÃO (m) 350 400 450 500 550 600
EDS(%) = 14,47 EDS(%) = 14,08 EDS(%) = 13,85 EDS(%) = 13,67 EDS(%) = 13,54 EDS(%) = 13,45 T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m)
TENSÃO DE MONTAGEM
(daN)
15 194 10,75 187 14,56 183 18,83 179 23,68 178 28,92 176 34,85
20 191 10,91 185 14,72 181 19,04 178 23,81 177 29,09 175 35,04
25 187 11,15 182 14,96 179 19,25 176 24,08 175 29,42 174 35,25
30 184 11,33 179 15,22 177 19,47 174 24,36 173 29,76 173 35,45
35 181 11,52 177 15,39 175 19,69 173 24,50 172 29,93 172 35,66
40 178 11,71 175 15,56 174 19,81 172 24,64 171 30,11 171 35,87
45 176 11,85 173 15,74 172 20,04 171 24,79 170 30,29 170 36,08
50 173 12,05 172 15,84 171 20,16 169 25,08 169 30,47 169 36,29
55 171 12,19 170 16,02 169 20,40 168 25,23 168 30,65 168 36,51
60 168 12,41 168 16,21 168 20,52 167 25,38 168 30,65 168 36,51 20º
c/vento 426 426 426 426 426 426 Adotada 426 426 426 426 426 426
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação Altura Poste
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
1#2(2) Poste 10m
446 826 446 826 446 826 446 826 446 826 446 826
1#2(2) Poste 11m 450 834 450 834 450 834 450 834 450 834 450 834
1#2(2) Poste 12m 455 843 455 843 455 843 455 843 455 843 455 843
2#2(2) Poste 10m
867 1246 867 1246 867 1246 867 1246 867 1246 867 1246
2#2(2) Poste 11m 871 1255 871 1255 871 1255 871 1255 871 1255 871 1255
2#2(2) Poste 12m 877 1264 877 1264 877 1264 877 1264 877 1264 877 1264
3#2(2) Poste 10m
1287 1667 1287 1667 1287 1667 1287 1667 1287 1667 1287 1667
3#2(2) Poste 11m 1292 1676 1292 1676 1292 1676 1292 1676 1292 1676 1292 1676
3#2(2) Poste 12m 1298 1686 1298 1686 1298 1686 1298 1686 1298 1686 1298 1686
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
TEMP (ºC)
VÃO (m) 50 100 150 200 250 300
EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 19,41 EDS(%) = 18,31 T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m)
TENSÃO DE MONTAGEM
(daN)
15 489 0,14 475 0,57 459 1,33 445 2,43 420 4,02 387 6,29
20 443 0,15 436 0,62 428 1,42 421 2,57 402 4,20 375 6,49
25 398 0,17 398 0,68 398 1,53 398 2,72 386 4,38 364 6,69
30 354 0,19 362 0,75 371 1,64 377 2,87 371 4,56 354 6,87
35 312 0,22 330 0,82 346 1,76 359 3,02 357 4,74 344 7,07
40 272 0,25 301 0,90 324 1,88 342 3,17 345 4,90 335 7,26
45 235 0,29 274 0,99 304 2,00 326 3,32 333 5,08 327 7,44
50 203 0,33 251 1,08 287 2,12 312 3,47 322 5,25 319 7,63
55 175 0,39 231 1,17 271 2,25 299 3,62 312 5,42 312 7,80
60 153 0,44 214 1,27 257 2,37 288 3,76 303 5,58 305 7,98 20º
c/vento 478 536 589 633 656 656 Adotada 489 536 589 633 656 656
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação Altura Poste
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
3#1/0(2) Poste 10m 1474 1757 1613 1941 1.770 2.138 1900 2279 1969 2348 1969 2348
3#1/0(2) Poste 11m 1479 1766 1618 1950 1.775 2.148 1906 2289 1975 2358 1975 2358
3#1/0(2) Poste 12m
1485 1775 1625 1960 1.782 2.158 1913 2300 1982 2369 1982 2369
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 74 -
TEMP (ºC)
VÃO (m) 350 400 450 500 550 600
EDS(%) = 17,6 EDS(%) = 17,14 EDS(%) = 16,8 EDS(%) = 16,6 EDS(%) = 16,42 EDS(%) = 16,29 T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m)
TENSÃO DE MONTAGEM
(daN)
15 366 9,05 353 12,26 343 15,96 337 20,06 332 24,60 329 29,60
20 358 9,25 347 12,48 339 16,15 334 20,24 329 24,82 327 29,78
25 350 9,47 341 12,70 334 16,39 330 20,48 326 25,05 324 30,06
30 342 9,69 335 12,92 329 16,64 326 20,73 323 25,28 321 30,34
35 336 9,86 330 13,12 326 16,80 323 20,93 320 25,52 319 30,53
40 329 10,07 325 13,32 322 17,00 320 21,12 318 25,68 317 30,72
45 323 10,26 321 13,49 318 17,22 317 21,32 315 25,92 315 30,92
50 317 10,45 316 13,70 315 17,38 314 21,53 313 26,09 313 31,11
55 312 10,62 312 13,88 311 17,61 311 21,73 311 26,26 311 31,31
60 307 10,79 308 14,06 308 17,78 309 21,87 308 26,51 309 31,52 20º
c/vento 656 656 656 656 656 656 Adotada 656 656 656 656 656 656
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação Altura Poste
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
3#1/0(2) Poste 10m 1969 2348 1969 2348 1969 2348 1969 2348 1969 2348 1969 2348
3#1/0(2) Poste 11m 1975 2358 1975 2358 1975 2358 1975 2358 1975 2358 1975 2358
3#1/0(2) Poste 12m 1982 2369 1982 2369 1982 2369 1982 2369 1982 2369 1982 2369
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
TEMP (ºC)
VÃO (m) 50 100 150 200 250 300
EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 T
(daN) F (m) T (daN)
F (m)
T (daN)
F (m)
T (daN)
F (m)
T (daN)
F (m)
T (daN)
F (m)
TENSÃO DE MONTAGEM
(daN)
15 937 0,14 937 0,14 873 1,40 843 2,57 821 4,12 806 6,05
20 846 0,16 846 0,16 813 1,50 798 2,71 788 4,29 781 6,24
25 757 0,18 757 0,18 757 1,61 757 2,86 757 4,47 757 6,44
30 670 0,20 670 0,20 706 1,73 719 3,01 728 4,65 735 6,63
35 588 0,23 588 0,23 661 1,84 685 3,16 702 4,82 714 6,82
40 511 0,26 511 0,26 620 1,96 654 3,31 678 4,99 695 7,01
45 441 0,31 441 0,31 583 2,09 626 3,46 656 5,16 677 7,20
50 380 0,36 380 0,36 551 2,21 600 3,61 635 5,33 661 7,37
55 329 0,41 329 0,41 522 2,33 577 3,75 616 5,49 645 7,55 60 288 0,47 288 0,47 496 2,46 555 3,90 598 5,66 630 7,73 20º
c/vento 887 887 1.013 1062 1100 1129 Adotada 937 937 1.013 1062 1100 1129
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação Altura Poste
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
3#4/0(2) Poste 10m 2803 3087 2803 3087 3028 3397 3174 3553 3286 3665 3372 3751
3#4/0(2) Poste 11m 2810 3097 2810 3097 3035 3408 3181 3564 3294 3677 3380 3763
3#4/0(2) Poste 12m
2818 3107 2818 3107 3043 3420 3189 3576 3302 3689 3388 3775
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 75 -
TEMP (ºC)
VÃO (m) 350 400 450 500 550 600
EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m)
TENSÃO DE MONTAGEM
(daN)
15 795 8,34 787 11,01 781 14,04 777 17,42 774 21,16 772 25,24
20 776 8,55 772 11,22 769 14,26 767 17,65 766 21,38 764 25,51
25 757 8,76 757 11,44 757 14,48 757 17,88 757 21,63 757 25,74
30 739 8,97 743 11,66 745 14,71 747 18,12 749 21,86 750 25,99
35 723 9,17 730 11,87 734 14,94 738 18,34 741 22,10 743 26,23
40 708 9,37 717 12,08 724 15,14 729 18,56 733 22,34 737 26,44
45 693 9,57 705 12,29 714 15,35 721 18,77 726 22,56 730 26,70
50 679 9,77 693 12,50 704 15,57 713 18,98 719 22,78 724 26,92
55 666 9,96 682 12,70 695 15,77 705 19,20 712 23,00 718 27,14 60 654 10,14 672 12,89 686 15,98 697 19,42 705 23,23 712 27,37 20º
c/vento 1151 1168 1.181 1191 1200 1206 Adotada 1151 1168 1.181 1191 1200 1206
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação Altura Poste
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
3#4/0(2) Poste 10m 3438 3816 3488 3867 3526 3905 3556 3935 3583 3962 3601 3979
3#4/0(2) Poste 11m 3445 3828 3505 3879 3534 3917 3564 3947 3590 3974 3608 3991
3#4/0(2) Poste 12m 3453 3840 3504 3891 3542 3929 3572 3959 3599 3986 3617 4004
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
TEMP (ºC)
VÃO (m) 50 100 150 200 250 300
EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m)
TENSÃO DE MONTAGEM
(daN)
15 1562 0,14 1522 0,57 1472 1,32 1427 2,41 1391 3,87 1365 5,67
20 1419 0,15 1397 0,62 1372 1,41 1350 2,55 1333 4,04 1320 5,87
25 1278 0,17 1278 0,67 1278 1,52 1278 2,69 1278 4,21 1278 6,06
30 1140 0,19 1166 0,74 1192 1,62 1212 2,84 1227 4,38 1238 6,26
35 1007 0,21 1063 0,81 1114 1,74 1153 2,99 1181 4,55 1202 6,44
40 881 0,24 969 0,89 1043 1,86 1098 3,14 1138 4,73 1168 6,63
45 764 0,28 885 0,97 980 1,98 1049 3,28 1099 4,89 1136 6,82
50 660 0,33 811 1,06 923 2,10 1004 3,43 1062 5,06 1106 7,00
55 571 0,38 747 1,15 872 2,22 962 3,58 1028 5,23 1078 7,18 60 497 0,43 691 1,25 827 2,34 925 3,72 997 5,39 1051 7,37 20º
c/vento 1458 1522 1.588 1642 1685 1719 Adotada 1562 1522 1.588 1642 1685 1719
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação Altura Poste
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
3#336,4(2) Poste 10m 4656 4940 4538 4866 4733 5102 4893 5272 5021 5400 5122 5500
3#336,4(2) Poste 11m 4665 4952 4546 4878 4742 5115 4902 5286 5030 5413 5131 5514
3#336,4(2) Poste 12m 4675 4964 4556 4891 4752 5128 4912 5299 5040 5427 5141 5528
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 76 -
TEMP (ºC)
VÃO (m) 350 400 450 500 550 600
EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 EDS(%) = 20 T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m) T
(daN) F
(m)
TENSÃO DE MONTAGEM
(daN)
15 1347 7,83 1333 10,33 1323 13,17 1315 16,36 1309 19,89 1305 23,74
20 1312 8,04 1305 10,55 1300 13,41 1296 16,60 1294 20,12 1291 24,00
25 1278 8,25 1278 10,77 1278 13,64 1278 16,84 1278 20,37 1278 24,24
30 1246 8,46 1252 11,00 1257 13,86 1260 17,08 1263 20,61 1265 24,49
35 1217 8,66 1228 11,21 1237 14,09 1243 17,31 1249 20,84 1253 24,73
40 1189 8,87 1205 11,43 1218 14,31 1227 17,53 1235 21,08 1241 24,96
45 1163 9,06 1184 11,63 1199 14,53 1212 17,75 1222 21,30 1229 25,21
50 1138 9,26 1163 11,84 1182 14,74 1197 17,97 1209 21,53 1218 25,44
55 1115 9,45 1143 12,05 1165 14,96 1182 18,20 1196 21,77 1207 25,67 60 1092 9,65 1124 12,25 1149 15,17 1168 18,42 1184 21,99 1196 25,90 20º
c/vento 1744 1764 1.779 1791 1801 1808 Adotada 1744 1764 1.779 1791 1801 1808
TENSÃO DE PROJETO (daN)
Formação Altura Poste
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
Sem Neutro
Com Neutro
3#336,4(2) Poste 10m 5196 5575 5255 5634 5299 5678 5335 5714 5365 5744 5385 5764
3#336,4(2) Poste 11m
5205 5589 5264 5648 5309 5692 5345 5728 5374 5758 5395 5778
3#336,4(2) Poste 12m 5215 5602 5275 5662 5319 5706 5355 5742 5385 5772 5405 5792
Velocidade Máxima do Vento de Projeto 105 km/h.
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 77 -
TABELA 22
FLECHAS, TENSÕES E ESFORÇOS EM POSTES
(ENERGISA NOVA FRIBURGO E ENERGISA MINAS GERAIS)
CABO 4 AWG CAA FLECHA (m)
VÃO (m)
GRAU
40 60 100 140 160 200 240 260 300 340 360 400 440 460 500 540 560 600
0 0,07 0,17 0,49 0,99 1,32 2,14 3,18 3,8 5,19 6,82 7,71 9,68 11,86 13,03 15,54 18,27 19,71 22,76 5 0,08 0,18 0,52 1,05 1,4 2,25 3,337 3,96 5,38 7,02 7,92 9,9 12,09 13,27 15,78 18,51 19,96 23,01 10 0,08 0,2 0,56 1,13 1,49 2,38 3,48 4,12 5,56 7,22 8,13 10,12 12,32 13,5 16,02 18,75 20,2 23,26 15 0,09 0,21 0,6 1,2 1,58 2,5 3,64 4,29 5,75 7,42 8,34 10,33 12,54 13,73 16,26 19 20,44 23,5 20 0,1 0,23 0,65 1,29 1,68 2,63 3,8 4,46 5,93 7,62 8,55 10,55 12,77 13,96 16,49 19,23 20,69 23,75 25 0,11 0,26 0,71 1,38 1,79 2,77 3,95 4,62 6,12 7,82 8,75 10,77 12,99 14,18 16,72 19,47 20,92 23,99 30 0,13 0,28 0,77 1,47 1,9 2,91 4,11 4,79 6,3 8,02 8,95 10,98 13,21 14,41 16,95 19,71 21,16 24,23 35 0,14 0,32 0,84 1,57 2,02 3,05 4,27 4,96 6,49 8,22 9,16 11,19 13,43 14,63 17,18 19,94 21,4 24,47 40 0,16 0,36 0,92 1,68 2,13 3,19 4,43 5,13 6,67 8,41 9,36 11,4 13,65 14,85 17,41 20,17 21,63 24,71 45 0,19 0,4 0,99 1,79 2,25 3,33 4,58 5,3 6,85 8,6 9,55 11,61 13,86 15,07 17,63 20,4 21,86 24,94 50 0,22 0,45 1,08 1,9 2,38 3,47 4,75 5,46 7,03 8,8 9,75 11,81 14,08 15,28 17,85 20,63 22,09 25,18
TRAÇÃO DE MONTAGEM (daN) VÃO
(m)
GRAU
40 60 100 140 160 200 240 260 300 340 360 400 440 460 500 540 560 600
0 225 223 217 210 207 199 193 190 185 181 179 176 174 173 172 170 170 169 5 209 207 203 197 195 189 184 182 179 176 175 173 171 170 169 168 168 167 10 193 192 189 185 183 179 176 175 173 171 170 169 168 167 167 166 166 165 15 177 176 175 173 172 170 169 168 167 166 166 165 165 165 164 164 164 163 20 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 162 25 146 147 149 151 152 154 155 156 157 158 158 159 159 159 160 160 160 160 30 131 133 137 141 143 146 149 150 152 154 154 156 156 157 157 158 158 159 35 116 119 126 132 135 139 144 145 148 150 151 153 154 154 155 156 156 157 40 102 107 116 124 128 134 139 141 144 147 148 150 151 152 153 154 155 156 45 89 95 107 117 121 128 134 136 140 143 144 147 149 150 151 153 154 154 50 76 84 99 110 115 123 129 132 137 140 142 145 147 148 149 151 151 153
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
- 78 -
CABO 2 AWG CAA
FLECHA (m) VÃO
(m)
GRAU
40 60 100 140 160 200 240 260 300 340 360 400 440 460 500 540 560 600
0 0,07 0,17 0,49 0,99 1,32 2,14 3,18 3,8 5,19 6,82 7,71 9,68 11,86 13,03 15,54 18,27 19,71 22,76 5 0,08 0,18 0,52 1,05 1,4 2,25 3,337 3,96 5,38 7,02 7,92 9,9 12,09 13,27 15,78 18,51 19,96 23,01
10 0,08 0,2 0,56 1,13 1,49 2,38 3,48 4,12 5,56 7,22 8,13 10,12 12,32 13,5 16,02 18,75 20,2 23,26 15 0,09 0,21 0,6 1,2 1,58 2,5 3,64 4,29 5,75 7,42 8,34 10,33 12,54 13,73 16,26 19 20,44 23,5 20 0,1 0,23 0,65 1,29 1,68 2,63 3,8 4,46 5,93 7,62 8,55 10,55 12,77 13,96 16,49 19,23 20,69 23,75 25 0,11 0,26 0,71 1,38 1,79 2,77 3,95 4,62 6,12 7,82 8,75 10,77 12,99 14,18 16,72 19,47 20,92 23,99 30 0,13 0,28 0,77 1,47 1,9 2,91 4,11 4,79 6,3 8,02 8,95 10,98 13,21 14,41 16,95 19,71 21,16 24,23 35 0,14 0,32 0,84 1,57 2,02 3,05 4,27 4,96 6,49 8,22 9,16 11,19 13,43 14,63 17,18 19,94 21,4 24,47 40 0,16 0,36 0,92 1,68 2,13 3,19 4,43 5,13 6,67 8,41 9,36 11,4 13,65 14,85 17,41 20,17 21,63 24,71 45 0,19 0,4 0,99 1,79 2,25 3,33 4,58 5,3 6,85 8,6 9,55 11,61 13,86 15,07 17,63 20,4 21,86 24,94 50 0,22 0,45 1,08 1,9 2,38 3,47 4,75 5,46 7,03 8,8 9,75 11,81 14,08 15,28 17,85 20,63 22,09 25,18
TRAÇÃO DE MONTAGEM (daN)
VÃO (m)
GRAU
40 60 100 140 160 200 240 260 300 340 360 400 440 460 500 540 560 600
0 357 355 346 335 329 317 307 302 294 288 285 281 277 276 273 271 270 268 5 332 330 323 314 310 301 293 290 284 280 278 274 272 271 269 268 267 266
10 307 305 300 294 291 285 280 278 275 272 271 269 267 266 265 264 264 263 15 282 281 279 275 274 271 269 267 266 264 264 263 262 262 261 261 261 260 20 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 25 233 234 237 241 242 245 247 248 250 251 251 252 253 253 254 254 255 255 30 209 212 218 225 228 233 238 239 242 245 246 247 249 249 250 251 252 252 35 185 190 201 211 215 223 229 231 235 239 240 243 245 246 247 248 249 250 40 163 170 185 198 204 213 220 223 229 233 235 238 241 242 244 246 245 247 45 141 151 170 186 192 204 213 217 223 228 230 234 237 238 241 243 244 245 50 121 134 157 175 183 195 206 210 217 223 226 230 234 235 238 240 241 243
______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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CABO 1/0 AWG CAA
FLECHA (m) VÃO
(m)
GRAU
40 60 100 140 160 200 240 260 300 340 360 400 440 460 500 540 560 600
0 0,07 0,17 0,49 0,99 1,32 2,14 3,18 3,8 5,19 6,82 7,71 9,68 11,86 13,03 15,54 18,27 19,71 22,76 5 0,08 0,18 0,52 1,05 1,4 2,25 3,337 3,96 5,38 7,02 7,92 9,9 12,09 13,27 15,78 18,51 19,96 23,01
10 0,08 0,2 0,56 1,13 1,49 2,38 3,48 4,12 5,56 7,22 8,13 10,12 12,32 13,5 16,02 18,75 20,2 23,26 15 0,09 0,21 0,6 1,2 1,58 2,5 3,64 4,29 5,75 7,42 8,34 10,33 12,54 13,73 16,26 19 20,44 23,5 20 0,1 0,23 0,65 1,29 1,68 2,63 3,8 4,46 5,93 7,62 8,55 10,55 12,77 13,96 16,49 19,23 20,69 23,75 25 0,11 0,26 0,71 1,38 1,79 2,77 3,95 4,62 6,12 7,82 8,75 10,77 12,99 14,18 16,72 19,47 20,92 23,99 30 0,13 0,28 0,77 1,47 1,9 2,91 4,11 4,79 6,3 8,02 8,95 10,98 13,21 14,41 16,95 19,71 21,16 24,23 35 0,14 0,32 0,84 1,57 2,02 3,05 4,27 4,96 6,49 8,22 9,16 11,19 13,43 14,63 17,18 19,94 21,4 24,47 40 0,16 0,36 0,92 1,68 2,13 3,19 4,43 5,13 6,67 8,41 9,36 11,4 13,65 14,85 17,41 20,17 21,63 24,71 45 0,19 0,4 0,99 1,79 2,25 3,33 4,58 5,3 6,85 8,6 9,55 11,61 13,86 15,07 17,63 20,4 21,86 24,94 50 0,22 0,45 1,08 1,9 2,38 3,47 4,75 5,46 7,03 8,8 9,75 11,81 14,08 15,28 17,85 20,63 22,09 25,18
TRAÇÃO DE MONTAGEM (daN)
VÃO (m)
GRAU
40 60 100 140 160 200 240 260 300 340 360 400 440 460 500 540 560 600
0 568 564 550 533 523 505 488 481 468 458 454 446 441 438 434 431 430 427 5 528 525 513 500 492 478 466 461 452 445 442 436 432 431 428 425 424 423
10 488 486 478 468 463 454 446 443 437 432 430 427 424 423 421 420 419 418 15 449 447 443 438 435 431 427 425 423 420 420 418 417 416 415 415 414 414 20 409 409 409 409 409 409 409 409 409 409 409 409 409 409 409 409 409 409 25 371 372 377 383 385 390 393 395 397 399 400 401 402 403 404 404 405 405 30 332 336 347 358 363 371 378 381 385 389 391 393 396 397 398 400 400 401 35 295 302 319 335 342 354 364 368 374 380 382 386 389 391 393 395 396 397 40 259 270 294 314 323 338 351 356 364 371 374 379 383 385 388 390 392 394 45 224 240 270 295 306 324 338 344 355 363 366 372 377 379 383 386 387 390 50 193 213 249 278 290 311 327 334 345 355 359 366 371 374 378 382 383 386
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- 80 -
CABO 4/0 AWG CAA
FLECHA (m) VÃO
(m)
GRAU
40 60 100 140 160 200 240 260 300 340 360 400 440 460 500 540 560 600
0 0,07 0,17 0,49 0,99 1,32 2,14 3,18 3,8 5,19 6,82 7,71 9,68 11,86 13,03 15,54 18,27 19,71 22,76 5 0,08 0,18 0,52 1,05 1,4 2,25 3,337 3,96 5,38 7,02 7,92 9,9 12,09 13,27 15,78 18,51 19,96 23,01
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TRAÇÃO DE MONTAGEM (daN)
VÃO (m)
GRAU
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______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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CABO 336,4 MCM CAA
FLECHA (m) VÃO
(m)
GRAU
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TRAÇÃO DE MONTAGEM (daN)
VÃO (m)
GRAU
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______________________________________________________________________________________ NDU-007 ESE/EPB/EBO/EMG/ENF VERSÃO 3.0 JULHO/2012
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20. DESENHOS