SISTEMA NORMATIVO CORPORATIVO ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA CÓDIGO TÍTULO VERSÃO ES.DT.PDN PROJETO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA SECUNDÁRIA 01

SISTEMA NORMATIVO CORPORATIVO ESPECIFICAÇÃO CÓDIGO TÍTULO VERSÃO ES.DT.PDN.03.01.004 01 APROVADO POR PAULO JORGE TAVARES DE LIMA ENGENHARIA SP

SUMÁRIO 1. OBJETIVO... 4 2. HISTÓRICO DAS REVISÕES... 4 3. APLICAÇÃO... 4 4. REFERÊNCIAS EXTERNAS... 4 5. DEFINIÇÕES... 4 6. DESCRIÇÃO E RESPONSABILIDADES... 5 6.1. Introdução... 5 6.2. Classificação do Projeto... 6 6.2.1. Projetos de ampliação... 6 6.2.2. Projetos de melhoria... 6 6.2.3. Projetos de conexão... 6 6.3. Roteiro de elaboração dos projetos... 6 6.3.1. Obtenção de dados preliminares... 7 6.4. Determinação da Demanda... 7 6.4.1. Considerações gerais... 7 6.4.2. Horizonte do projeto e etapas posteriores... 8 6.4.3. Horizonte do projeto e etapas posteriores... 8 6.4.4. Crescimento da Carga... 8 6.4.5. Taxas médias de crescimento... 9 6.4.6. Ocupação da área e alterações... 9 6.5. Processo estimativo... 10 6.5.1. Processo por medição... 11 6.5.2. Uso do Sistema de Informação Técnica (SIT)... 12 6.6. Função KVAS... 12 6.6.1. Metodologia de utilização... 12 6.6.2. Obtenção do consumo mensal atual... 13 6.6.3. Cálculo do consumo no horizonte do projeto... 13 6.6.4. Cálculo das demandas... 13 6.6.5. Diversidade e demanda passante nos trechos... 14 6.7. Traçado da Rede... 14 6.7.1. Escolha do circuito... 15 6.7.2. Escolha do tipo de condutor... 15 6.7.3. Dimensionamento dos condutores... 15 6.7.4. Critério de máxima corrente admissível... 15 PÁGINA 2 DE 28

6.8. Critério de Queda de Tensão... 15 6.8.1. Cálculo da queda de tensão ET s Trifásicas... 16 6.8.2. Cálculo da queda de tensão para ET s Monofásicos ou em Delta... 17 6.8.3. Limites de queda de tensão... 18 6.9. Transformadores... 19 6.9.1. Dimensionamento... 19 6.9.2. Potência de limite técnico de carregamento (KVAT)... 19 6.9.3. Procedimento para a escolha do transformador... 19 6.9.4. Banco de transformadores ligados em delta... 20 6.9.5. Banco de transformadores ligados em delta aberto... 20 6.9.6. Escolha dos elos fusíveis dos transformadores... 20 6.9.7. Escolha dos Tap s dos transformadores... 21 6.9.8. Procedimento de cálculo para escolha de Tap... 22 6.10. Aterramento... 25 7. REGISTROS DA QUALIDADE... 25 8. ANEXOS... 25 PÁGINA 3 DE 28

1. OBJETIVO Fornecer subsídios aos colaboradores e projetistas para elaboração de projetos, estudo de expansão e adequação da rede aérea de distribuição secundária, fixa também as condições para conexão de novos clientes na área de concessão da EDP Bandeirante. 2. HISTÓRICO DAS REVISÕES Versão Início da Vigência Responsáveis Seções atingidas / Descrição 01 19/05/2016 Elaboração: Edson Yakabi 3. APLICAÇÃO Aprovação: Paulo Jorge Tavares de Lima Esta especificação técnica aplica-se a EDP Bandeirante. 4. REFERÊNCIAS EXTERNAS Emissão inicial. Este documento substitui a ES.PN.03.09.0002. Para a aplicação deste documento, deverá ser consultada também as seguintes normas e resoluções em sua última revisão: NBR 15.688 - Redes de distribuição aérea de energia elétrica com condutores nus ANEEL Resolução Nº 414 Modulo 8 (PRODIST) 5. DEFINIÇÕES - Resolução Nº 414 de 09 de setembro de 2010 da Agência Nacional de Energia Elétrica - Modulo 8 da Resolução Nº 395 de 2009 da Agência Nacional de Energia Elétrica Para os efeitos desta Especificação Técnica, adotar as definições abaixo: Concessionário de Energia Elétrica Cliente Pessoa jurídica detentora de concessão federal para explorar a prestação de serviços públicos de energia elétrica, aqui representada pela EDP Bandeirante. Pessoa física ou jurídica ou comunhão de fato ou de direito legalmente representada, que quando solicita a Concessionária o fornecimento de energia elétrica assume todas as obrigações regulamentares e/ou contratuais. Demanda Demanda Máxima ET KVAN Valor da potência, em kva, requisitada por uma determinada quantidade de carga instalada, depois de aplicados os respectivos fatores de demanda. Maior de todas as demandas ocorridas durante certo período. Estação Transformadora, constituída de um ou mais transformadores de distribuição aéreos, dos quais se derivam os circuitos secundários. Potência nominal de um transformador. PÁGINA 4 DE 28

KVAS KVAT Queda de Tensão Estimativa de demanda máxima de um transformador obtida através de uma função estatística relacionando a energia consumida e a demanda. Potência que corresponde ao limite término de um transformador operando em regime não contínuo. Diferença de potencial entre a ET e um ponto significativo da rede secundária, alimentado por este transformador. Ponto de entrega Ramal de ligação Rede Primária Rede Secundária Sistema de distribuição Tensão nominal de fornecimento 6. DESCRIÇÃO E RESPONSABILIDADES 6.1. Introdução É o ponto de conexão do sistema elétrico da Concessionária com as instalações elétricas da unidade consumidora, caracterizando-se como o limite de responsabilidade do fornecimento de energia elétrica, sendo que o mesmo deve estar situado no limite com a via pública, conforme artigo 14, da Resolução Normativa Nº 414, da ANEEL. Conjunto de condutores e acessórios instalados entre o ponto de derivação da rede de distribuição secundária da Concessionária e o ponto de entrega. Conjunto contínuo de elementos de rede que são energizados a partir de uma ETD. Componente do sistema de distribuição energizada pelos secundários dos transformadores de distribuição. Parte do sistema de potência destinada ao transporte de energia elétrica a partir do barramento secundário de uma subestação até os pontos de consumo. É a tensão secundária de distribuição em frequência nominal de 60 Hz, fornecida pela EDP Bandeirante. Com o roteiro de elaboração dos projetos e procedimentos de cálculo e coleta de dados, inclusos neste documento, pretende-se, tanto quanto possível, uniformizar a metodologia de projeto dentro da EDP Bandeirante. Pelos motivos expostos é necessário que os projetos sejam executados cuidadosamente segundo critérios e metodologias que possibilitem a obtenção de desempenho adequado e custos globais reduzidos ao longo prazo. Devido ao grande número de clientes e abrangência física da rede de distribuição secundária, as intervenções são efetuadas em números elevados, correspondendo por parcela fundamental dos esforços da EDP Bandeirante. Além disso, a configuração da rede de distribuição secundária influencia em alto grau o traçado da rede primária. O critério básico a ser adotado é o de procurar abordar o projeto a ser executado de maneira global, sendo a rede de distribuição secundária englobada como parte integrante do sistema de distribuição. Portanto, sempre que possível, o projeto de um circuito secundário deve ser elaborado completo, visando atendimento de solicitações futuras, mesmo que a curto prazo possa ser necessário a execução de apenas uma parcela da obra prevista, a medida que as solicitações subsequentes forem recebidas, novas etapas da obra serão executadas proporcionando um crescimento racional à rede. Outro aspecto do enfoque global proposto, é que um projeto completo deve abordar todos os problemas identificados no trecho abrangido. Por exemplo, ao se efetuar uma substituição de condutor, deve-se proceder PÁGINA 5 DE 28

obrigatoriamente o balanceamento de fases, padronização de estruturas e outras atividades necessárias, sendo evitadas intervenções sucessivas no mesmo circuito. É evidente que em muitos casos, devido a restrições orçamentárias, evolução imprevista das cargas e outros fatores, tornam-se difícil a adoção integral dos critérios e metodologias propostos. 6.2. Classificação do Projeto Com o objetivo de sistematizar procedimentos, os projetos de redes aéreas de distribuição secundária são divididos em três categorias principais: Projetos de ampliação; Projetos de melhoria; Projetos de conexão. 6.2.1. Projetos de ampliação São aqueles que visam, através de modificações na rede, aumento de capacidade instalada ou de área física atendida. São classificados como projetos de ampliação de redes, aqueles em que ocorram: Troca de condutores; Troca de transformadores; Expansão da rede; Criação de redes novas. 6.2.2. Projetos de melhoria São aqueles que têm por objetivo a melhoria da qualidade do fornecimento de energia elétrica aos clientes da rede secundária, bem como aperfeiçoar a utilização ou atender aos padrões de suas estruturas e componentes. São classificados nessa categoria os projetos que objetivam: Adequação do nível de carregamento dos transformadores das ET s; Balanceamento de fases; Melhoria de nível de tensão; Substituição de estrutura e/ou materiais que se encontram em estado precário (projetos de manutenção); Substituição de estruturas e/ou materiais que se encontram fora de padrão. 6.2.3. Projetos de conexão São aqueles que visam à ligação de novos clientes ou seu desligamento. Os projetos de conexão podem indicar a necessidade de serem elaborados projetos de ampliação (principalmente extensões ou reforços na rede). 6.3. Roteiro de elaboração dos projetos As principais fases de um projeto de rede de distribuição secundária consistem em: Obtenção de dados preliminares; Obtenção dos dados de cargas; Elaboração do projeto básico; Elaboração do projeto executivo. Na primeira fase, (obtenção dos dados preliminares) procura-se determinar as características do projeto: projetos existentes, mapas, circuitos existentes nas proximidades, topografia do local e plantas da área. Durante a obtenção dos dados de carga, efetuar um levantamento das cargas da área, atuais e futuras, visando obter as demandas e correntes. PÁGINA 6 DE 28

Na etapa de elaborarão do projeto básico, as principais atividades efetuadas são o lançamento das informações anteriormente obtidas, determinação do traçado da rede, escolha dos tipos de condutores e o dimensionamento dos transformadores e condutores. A fase final do projeto (elaboração do projeto definitivo) consiste no detalhamento do projeto básico, envolvendo as seguintes etapas: inspeção de campo, determinação do local a serem instalados os postes, dimensionamento mecânico, dimensionamento elétrico e previsão de iluminação pública. 6.3.1. Obtenção de dados preliminares A obtenção dos dados preliminares é o primeiro passo dentro do processo de elaboração do projeto de redes de distribuição secundária. Esta fase pode ser subdividida em três etapas: Características do projeto; Projetos existentes; Mapas e plantas. a) Características do projeto Após a definição da categoria do projeto, pode-se determinar o tipo do projeto a ser desenvolvido. Esta identificação é realizada a partir das causas de origem, da finalidade de aplicação, da área a ser abrangida pelo projeto e do estado atual da rede. b) Projetos existentes Ao iniciar um projeto de rede de distribuição secundária é indispensável à análise de outros processos que estejam ocorrendo em paralelo. Estes processos, sejam eles de distribuição ou não, servirão de subsídio ao projeto atual é importante verificar se existem outros projetos (rede primária e/ou secundária) que afetam o circuito em questão. Em projetos de redes que abrangem áreas com grande extensão é importante observar os planos e projetos governamentais para arruamentos, uso do solo e impacto e restrições ambientais. c) Mapas e plantas 6.4. Determinação da Demanda 6.4.1. Considerações gerais Deverão ser analisadas as plantas da área em estudo, contendo os seguintes dados: Logradouros (ruas, praças e avenidas), rodovias e ferrovias; Indicações das edificações e respectivas numerações; Situação física da rua, com definição de calçamento existente e do leito carroçável; Acidentes topográficos ou demais obstáculos que poderão influenciar na escolha do melhor traçado na rede; Detalhes da rede de distribuição existente, tais como: postes (tipo, altura, resistência), condutores (tipo e secção), transformadores (número de fases e potência), iluminação pública (tipo e potência da lâmpada) e ramais de ligação (as fases, tensão nominal e demais características, deverão estar sempre identificadas). A determinação da corrente de operação na rede de distribuição é de fundamental importância para o dimensionamento da mesma, com influência direta sobre o investimento a ser efetuado. Em razão da diversidade de variáveis consideradas no dimensionamento da corrente de operação (número elevado de pontos de consumo, comportamento aleatório da rede e incerteza sobre evolução futura), não se utiliza um procedimento único em todos os projetos. Os métodos apresentados neste documento baseiam-se no comportamento médio dos clientes. Havendo evidência de que na área em estudo, existem grupos de características especiais, eles devem ser separados do conjunto e estudados individualmente. PÁGINA 7 DE 28

6.4.2. Horizonte do projeto e etapas posteriores A fim de evitar frequentes substituições nos equipamentos elétricos utilizados na rede, os mesmos devem ser dimensionados com base na demanda máxima que irão fornecer. Adota-se como parâmetro, a demanda máxima prevista num período futuro denominado horizonte de projeto. Em função das características das obras de distribuição e das incertezas presentes, fixa-se um horizonte de projeto de 5 anos. O estudo das cargas deve determinar a demanda máxima passante em cada equipamento da rede de distribuição secundária, atualmente e após 5 anos. Os cálculos são efetuados com base nos dados de carga levantados inicialmente, compondo-se das etapas a seguir: Avaliação do crescimento das cargas; Cálculo das demandas atuais e futuras. A avaliação do crescimento das cargas é efetuada para os clientes já existentes. Para projetos de melhoria e/ou ampliação (expansão da rede), é necessário estimar o comportamento futuro dos atuais clientes. Para os novos clientes devem-se considerar duas situações: Clientes de porte normal: Surgem distribuídos entre os já existentes e estão incluídos automaticamente através do crescimento previsto; Clientes especiais em função da carga ou agrupados (prédios de apartamentos ou loteamentos): Devem ser tratados à parte e tem sua demanda estimada diretamente no horizonte, através das características e quantidades previstas, mediante uso de tabelas com parâmetros médios, ou através de comparação com outros já ligados, com características semelhantes. 6.4.3. Horizonte do projeto e etapas posteriores Utilizam-se três métodos para avaliação ou previsão do carregamento dos componentes da rede: Processo estimativo, através do uso de tabelas que fornecem parâmetros médios de carga, de acordo com a categoria e classe dos clientes; Medição de parâmetros elétricos em pontos estratégicos; Consulta aos relatórios do Sistema de Informação Técnica (SIT) da rede de distribuição. Para os clientes agrupados (prédios e loteamentos) deverá ser utilizado o processo estimativo, calculando-se a carga diretamente no horizonte de crescimento. 6.4.4. Crescimento da Carga Alguns fatores irão influenciar a evolução das cargas dos clientes de energia elétrica de uma determinada área, tais como: Categoria dos clientes; Tarifação; Condições socioeconômicas vigentes no local; Densidade de ocupação da área; Condições de urbanização; Plano diretor do município; Restrições ambientais. Além dos fatores citados acima, estuda-se os acréscimos de consumo a partir de seus componentes básicos: crescimento horizontal e vertical (vegetativo). O crescimento vertical (vegetativo) é aquele que se dá devido ao incremento do uso de energia elétrica entre os clientes já existentes. O crescimento horizontal ocorre devido ao acréscimo de clientes ligados à rede elétrica. PÁGINA 8 DE 28

No estudo de grandes grupos de clientes, áreas com predominância de crescimento vertical e outras com predominância crescimento horizontal, aparecem conjuntamente, sendo suas características combinadas para a formação de uma tendência global estável. Neste caso, não é essencial sua discriminação, no entanto, à medida que se estuda um bairro, ou um conjunto de quarteirões atendidos por uma ET, a distinção se faz necessária. Se o projeto for realizado em uma área residencial totalmente constituída, os acréscimos de carga são devidos apenas ao crescimento vertical (vegetativo), definido por taxas relativamente baixas. No caso oposto, em áreas pouco construídas, é frequente a ligação de novos clientes, levando a taxas globais de crescimento de carga superiores às medidas da categoria. Elevadas taxas de crescimento também podem ocorrer nas áreas densamente construídas, nas quais esteja em curso uma alteração nas características de consumo. É o caso de áreas com predominância de casas e passam a ser ocupadas por prédios de apartamentos ou clientes não residenciais. Portanto, para se avaliar a evolução da carga dos clientes de uma rede secundária, deve-se determinar: Tipos dos clientes presentes e suas taxas médias anuais de crescimento de carga (por localidade e por categoria de consumo); Ocupação da área e previsão de alterações. 6.4.5. Taxas médias de crescimento Para as categorias em que os clientes são subdivididos, as taxas médias anuais de crescimento para cada município da área de concessão da EDP Bandeirante, devem ser baseadas nas informações atualizadas da área de Estudos e Gestão do Risco Energético da EDP. Para estudo de uma rede secundária, deve-se adotar como referência a taxa média anual de crescimento de carga referente à localidade da ET, e à categoria de consumo predominante entre suas cargas. Caso em uma rede haja cargas significativas de mais de uma categoria, as mesmas poderão ser analisadas em separado, e posteriormente agregadas. As taxas de crescimento deverão ser levantadas com base em dados de consumo. No entanto, podem ser aplicadas também às demandas medidas ou calculadas, desde que não haja evidência de alteração no comportamento das curvas de carga dos clientes. 6.4.6. Ocupação da área e alterações A taxa de crescimento médio anual refere-se ao conjunto dos clientes da categoria dentro da localidade. Numa rede secundária, a evolução das cargas poderá ser superior ou inferior à média, conforme condições locais. A taxa a ser adotada deverá ser estimada com base nos parâmetros a seguir: 1) Densidade de ocupação da área: em geral ocupações elevadas determinam a impossibilidade de surgimento de novos clientes, e taxas de crescimento baixas (apenas crescimento vegetativo); 2) Melhorias na urbanização ou surgimento de polos de atração: abertura de nova avenida, instalação de centro comercial ou crescimento das cargas próximo ao local estudado; 3) Alterações na característica de consumo: Transformação de casas em prédios de apartamentos, transformação de áreas típicas residenciais em áreas comerciais ou industriais. PÁGINA 9 DE 28

Na Tabela 01 são sintetizados os casos principais de combinação entre tais parâmetros, fornecendo recomendações para adoção da taxa de crescimento. Densidade de ocupação Urbanização ou pólo de atração Alteração de característica Taxa a adotar Alta Não Não Baixa Média Não Não Média Sim - Alta Baixa Não Não Média Sim - Alta - - Sim Alta Tabela 01 - Critério para Estimativa de Taxa de Crescimento de Carga Notas: 6.5. Processo estimativo 1) Entende-se por taxa de crescimento baixa, aquele referente ao crescimento vegetativo da ordem de 2% ao ano; 2) Nos casos de taxas de crescimento altas, adotar valores superiores ao médio. Em tais casos, é necessário coletar maior volume de dados e, se possível, comparar o processo a casos similares já ocorridos, a fim de possibilitar fixação do valor numérico. A responsabilidade pelos valores utilizadas no dimensionamento da rede (condutores da rede de média e baixa tensão, proteções, transformadores, etc.) é do projetista, devem ser projetados para operar com o horizonte de crescimento de 10 anos. a) Cálculo do consumo estimado Para estimar o consumo mensal por lote, o projetista deverá considerar as características do empreendimento, no entanto os valores mínimos aceitos estão na tabela a seguir: Lotes kwh/mensal Lotes até 120 m 2 200 Lotes de 121 m 2 à 180 m 2 250 Lotes de 181 m 2 até 250 m 2 1,40 x A Lotes de 251 m 2 até 500 m 2 225 + (0,5 x A) Lotes de 501 m 2 até 1000 m 2 (*) 325 + (0,3 x A) Lotes de 1001 até 2000 m 2 (*) 425 + (0,2 x A) Lotes acima de 2001 m 2 (*) 625 + (0,1 x A) Tabela 2: Empreendimentos Residenciais não edificados Obs.: A = Área do Lote em m 2 (*) Atentar para as características construtivas (padrão) das futuras edificações PÁGINA 10 DE 28

Casa kwh/mensal Casas até 100 m 2 200 Casas de 101 m2 até 300 m 2 2,0 x B Obs.: Casas de 301 m2 até 500 m 2 450 + (0,5 x B) Casas de 501 m2 até 1000 m 2 500 + (0,4 x B) (*) Casas acima de 1000 m 2 700 + (0,2 x B) (*) B = Área construída em m2 Tabela 3: Empreendimentos Residenciais edificados (*) Atentar para as características construtivas (padrão) das edificações, através do cálculo das demandas individuais. b) Cálculo da demanda estimado A partir da previsão dos consumos mensais deverá ser calculada a demanda de cada um dos lotes, através da formula: Onde: kva = demanda estimada; KVA = 0,022 x kwh (0,84) kwh = consumo mensal estimado Para se obter a demanda dos circuitos de baixa tensão e dos transformadores e dos demais equipamento, as estimativas dos lotes envolvidos deverão ser somadas e posteriormente aplicado a formula do cálculo de demanda estimada. 6.5.1. Processo por medição A demanda passante em pontos de interesse pode ser obtida por medições de correntes na rede secundária, as medições devem registrar a demanda máxima no trecho. Devem ser fixadas datas compatíveis com os períodos de ponta, ou seja, nos dias úteis, não contíguo a feriados e outros eventos. Os casos especiais devem ser tratados cuidadosamente. Em localidades onde o consumo é condicionado pelo fluxo de turismo, as medições devem ser efetuadas nos fins de semana ou época de temporada. Após determinadas às correntes máximas, as correspondentes demandas (em KVA) são obtidas multiplicando-se pela tensão de fase: DMAX = VN. (IA + IB + IC), onde: VN tensão nominal de fase; IA, IB, IC correntes máximas das fases A, B e C em ampères; DMAX demanda máxima total em kva. É necessário considerar uma margem de segurança, pois o comportamento do grupo de clientes não se mantém inalterado ao longo de dias e meses. Há variações conforme a temperatura, período do mês (início ou fim) e outros fatores. No caso dos clientes residenciais as suas demandas máximas apresentam diferenças de 20 a 30% se os dias estiverem quentes ou frios (verão ou inverno). PÁGINA 11 DE 28

Portanto, deve-se multiplicar a demanda calculada por fator de segurança (1,1 a 1,3) antes de utilizá-la para dimensionamento. Para medida de demanda em circuitos alimentados por ET s ligadas em delta (aberto ou fechado) é necessária a medição da corrente de fase em cada transformador monofásico, permitindo o dimensionamento de cada transformador. Portanto, é necessário realizar a medição das correntes antes do fechamento do delta. Desta forma, estará sendo medida a corrente de fase do secundário do transformador. Para a determinação da demanda em cada fase, basta multiplicar o valor de corrente pela tensão de linha. Os fatores de segurança utilizados para o sistema estrela também deverão ser aplicados. 6.5.2. Uso do Sistema de Informação Técnica (SIT) No sistema de informação técnica (SIT) utilizado pela EDP Bandeirante, são disponíveis relatórios periódicos de carregamento dos transformadores das ET s (Análise Completa das Instalações Transformadoras), podemse obter os dados necessários para tratar os clientes existentes. A metodologia empregada pelo sistema consiste na determinação do consumo mensal (média de 3 a 12 meses) relativo a um grupo de clientes de baixa tensão, ligados na mesma ET e em seguida cálculo da respectiva demanda máxima através da função que correlaciona as duas grandezas, denominada função kvas. 6.6. Função KVAS A função kvas tem objetivo de efetuar a conversão estatística do consumo de energia elétrica (kwh), de um grupo de clientes secundários, em demanda máxima. A demanda determinada é empregada nas simulações da rede secundária efetuadas pelo Sistema de Informações Técnicas (SIT). O levantamento da função é feito por localidade, de forma a serem levados em conta os efeitos das características particulares de cada área. Segue metodologia básica para sua determinação: 1) Medições: é medida a demanda máxima ao longo do período conveniente, em diversas estações transformadoras da localidade. A parcela relativa à iluminação pública é subtraída das medições. O consumo mensal é obtido a partir dos dados de faturamento dos clientes ligados à ET. 2) Determinação da curva de ajuste média: Cada uma das ET, caracterizada por um par de grandezas mensais, o consumo faturado e demanda medida, dá origem a um ponto no gráfico que relaciona os kva aos kwh. Observada a existência de correlação estatística entre as grandezas, busca-se determinar a função que melhor explique a correlação, sendo seus parâmetros obtidos pelo método dos mínimos quadrados. 3) Avaliação estatística: sobre a curva média determinada são efetuadas testes estatísticos, visando, investigar seu grau de significância e a influência do número e tipo dos clientes das ET s sobre os desvios. 4) Determinação da função KVAS: dado um valor de consumo em kwh, a ordenada correspondente na curva (em kva) fornece o valor médio esperado da demanda. Ou seja, um valor que tem 50% de probabilidade de ser ultrapassado nos casos reais. Para as simulações é necessário trabalhar com probabilidade mais favorável. Com base na dispersão dos pontos em torno da curva média, determina-se outra função, de mesmo tipo, cujas ordenadas possuem apenas 10% de probabilidade de serem ultrapassadas, ou seja, existem 90% de probabilidade de que a demanda obtida pela função supere o valor medido da demanda máxima. Esta é a função kvas, que fornece valores de demanda sempre superiores aos médios esperados. 6.6.1. Metodologia de utilização A determinação das demandas máximas de um grupo de clientes, baseado na função KVAS, deve ser efetuada conforme as etapas: Obtenção do consumo mensal atual; Obtenção das taxas de crescimento de cargas; Cálculo do consumo mensal estimado no horizonte de projeto (5 anos); PÁGINA 12 DE 28

Cálculo do valor do KVAS atual e no horizonte. De acordo com as verificações estatísticas efetuadas nas localidades onde foi levantada a função KVAS, em geral não existe influência significativa do número ou do tipo de cliente (residencial, comercial e industrial) sobre os desvios observados da função. A metodologia pode ser aplicada a conjuntos incluindo clientes dos diversos tipos. As etapas do cálculo são detalhadas nos tópicos a seguir. 6.6.2. Obtenção do consumo mensal atual Para os clientes já existentes, pode ser obtido pela soma dos consumos individuais. A partir dos dados de faturamento, é conveniente adotar a média dos últimos 12 meses a fim de evitar distorções devidas a alterações momentâneas de consumo. Caso os dados sejam incompletos, é necessário estimar o consumo. A estimativa deve ser efetuada com base em outros clientes de características semelhantes, localizados na mesma área. Por exemplo, prédios de apartamentos de mesma área construída e tipo de ocupantes, estabelecimentos comerciais e industriais de mesmo ramo de atividade e porte. 6.6.3. Cálculo do consumo no horizonte do projeto Sobre o valor de consumo mensal total, obtido acima, deve ser aplicada a taxa de crescimento de carga, a fim de referenciá-lo ao horizonte de projeto. Considerando o horizonte de 5 anos: (100 tc%) 5 CM CA 100 Onde: CA: consumo médio mensal atual; tc%: taxa de crescimento de carga, em termos percentuais; CM: consumo médio mensal esperado no horizonte de 5 anos. No caso de novos clientes agrupados em quantidades significativas, o consumo futuro total pode ser determinado diretamente através do número de unidades previstas e seu consumo médio estimado. 6.6.4. Cálculo das demandas Aplicando-se a função kvas sobre os consumos mensais atual e futuro, obtém-se as demandas respectivas. Deve-se utilizar a função KVAS específica da localidade em estudo, caso não exista levantamento da mesma, utilizar a função de outra localidade, cujas características das cargas sejam semelhantes. Exemplo: Obter, pela metodologia da função KVAS, a demanda máxima para dimensionamento de uma ET, com os seguintes dados: 30 clientes residenciais, faixa de 100-160 kwh; Consumo comercial estimado em 5.000 kwh mensais (atual); Taxa de crescimento de carga de 4% ao ano; Função kvas: D90% = 0.05 C (Considerar como valor padrão) Conforme a Tabela 02, os clientes residenciais na faixa de 100 a 160 kwh tem um consumo de energia médio igual a 138 kwh. Logo, o consumo mensal de energia (atual) pode ser avaliado, levando-se em conta os clientes comerciais, como sendo: C = (30 x 138) + 5.000 = 9.140 kwh PÁGINA 13 DE 28

Utilizando-se da função KVAS, pode-se determinar a demanda máxima diversificada para a ET: DMAX = 0.05 x (9.140) = 73,74 kva (atual) Para determinar-se a demanda para o horizonte de estudo, deve-se determinar o valor do consumo após 5 anos. CM = 9.140 x (1 + 0,01 x 4) 5 CM = 11.120 kwh Logo, a demanda máxima no horizonte será: DMAX = 0.05 x (11.120) = 86,27 kva 6.6.5. Diversidade e demanda passante nos trechos Todos os processos descritos fornecem demandas máximas totais para grupos de clientes. Desta forma, o fato de que as pontas individuais dos mesmos não ocorram simultaneamente já está considerado. Na etapa de dimensionamento há ocasiões em que é preciso lidar com grupos relativamente pequenos, como aqueles associados a um PS (ponto significativo) da rede secundária. Devido ao menor número de clientes, sua demanda máxima diversificada será superior àquela utilizada no dimensionamento da ET. Torna-se necessário avaliar as implicações do valor estimado da demanda a ser adotado sobre os critérios básicos de dimensionamento. 1) Critério de queda de tensão: impõe um valor máximo que deve ser respeitado em todos os pontos da rede. A máxima queda de tensão em qualquer ponto ocorrerá no instante da demanda máxima do circuito. Sendo assim, a rede deve ser analisada com as condições que prevalecem no horário de ponta, devendo ser consideradas as demandas diversificadas dos PS s, e não as suas máximas. 2) Critério do limite técnico deve ser aplicado à demanda máxima passante, entretanto, podem-se adotar as demandas diversificadas, visto que para um grande número de clientes a demanda diversificada se aproxima da máxima e para um número reduzido de clientes, (potência instalada reduzida), as capacidades mínimas de transformadores ou condutores dificilmente são alcançados, logo também é possível utilizar a demanda diversificada ao invés da máxima. Portanto, será sempre se considera a demanda máxima diversificada dos clientes, caso se disponha de estimativa ou medição da demanda da ET, a repartição entre os PS's será efetuada proporcionalmente nos consumos (kwh) dos clientes respectivos. As demandas dos PS s serão simplesmente adicionadas para obtenção dos fluxos passantes nos trechos que os alimentam. 6.7. Traçado da Rede O traçado da rede é a fase do projeto onde, obtidos os dados relativos às demandas das cargas, se define, a partir de circuitos padrões, a configuração da rede secundária. Esta etapa tem um alto grau de complexidade, pois são muitos os fatores que influenciam a escolha de um determinado circuito. Dentre estes fatores podemos citar alguns de natureza não elétrica, como por exemplo, o arruamento e localização das cargas. Têm-se ainda fatores que são função da rede como as demandas dos clientes, a taxa de crescimento destas mesmas e a densidade de carga do circuito. Finalmente, temos fatores de natureza restritiva como à máxima corrente admissível nos condutores, máxima queda de tensão, a maior sobrecarga permitida nos transformadores e os fatores de natureza econômica. PÁGINA 14 DE 28

Dentre os fatores de natureza econômica estão os custos dos transformadores, dos condutores, da instalação, das perdas de troca, entre outros. 6.7.1. Escolha do circuito Para a escolha do circuito, considerar: Secção dos condutores; Densidade de carga (em KVA/m) máxima admissível no circuito; Densidade de carga inicial máxima (em KVA/m) quando da instalação da rede supondo taxas de crescimento de 2.5%, 5% e 10%. Potências nominais mínimas de transformadores novos que alimentarão a rede de distribuição secundária, tanto para redes com horário de pico noturno e pico diurno. A demanda máxima admissível do transformador. 6.7.2. Escolha do tipo de condutor Uma vez definido o traçado da rede, deve-se definir do tipo de condutor a ser utilizado. Para a rede secundária o condutor a ser utilizado deverá ser de Alumínio e o tipo de isolação poderá ser Cabo nu ou Cabo isolado (multiplexado). 6.7.3. Dimensionamento dos condutores Definido o tipo de condutor a ser utilizado na Rede de Distribuição Secundária, deve-se passar determinar a secção do condutor a ser utilizado. Tal escolha se dará conforme os critérios a seguir: 1) Máxima corrente admissível; 2) Máxima queda de tensão admissível. 6.7.4. Critério de máxima corrente admissível A corrente admissível para um condutor está diretamente ligada à temperatura que o mesmo atingirá devido ao efeito Joule produzido pela circulação de corrente elétrica. Para efeito de dimensionamento utiliza-se a máxima corrente em regime permanente. A secção do condutor é determinada através do cálculo da demanda passante no quinto ano. Fixada a demanda passante (corrente no quinto ano), define-se a secção do condutor de tal maneira que no quinto ano a corrente seja inferior à corrente máxima admissível. 6.8. Critério de Queda de Tensão Secção Corrente Admissível (A) 1/0 AWG 200 336,4 MCM 430 3 x 1 x 70 mm 2 216 3 x 1 x 120 mm 2 304 Tabela 03 Correntes Admissíveis de Condutores em Alumínio Os valores máximos e mínimos da tensão nos pontos de recebimento, dos circuitos secundários, devem obedecer aos padrões expostos na Tabela 04. PÁGINA 15 DE 28

Tensão Nominal (V) Tensão de Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura em Relação a Tensão Nominal (Volts) Adequado (201 TL 231) / (116 TL 133) 220/127 Precário (189 TL < 201 ou 231 < TL 233) / (109 TL < 116) ou (133 < TL 140) 380/220 254 /127 230/115 240/120 Crítica (TL < 189 ou TL > 233) / (TL < 109 ou TL > 140) Adequado (348 TL 396) / (201 TL 231) Precário (327 TL < 348 ou 396 < TL 403) / (189 TL < 201) ou (231 < TL 233) Crítica (TL < 327 ou TL > 403) / (TL < 189 ou TL > 233) Adequado (232 TL 264) / (116 TL 132) Precário (220 TL < 232 ou 264 < TL 269) / (109 TL < 116) ou (132 < TL 140) Crítica (TL < 220 ou TL > 269) / (TL < 109 ou TL > 140) Adequado (216 TL 241) / (108 TL 127) Precário (212 TL < 216 ou 241 < TL 253) / (105 TL < 108) ou (127 < TL 129) Crítica (TL < 212 ou TL > 253) / (TL < 105 ou TL > 129) Adequado (216 TL 254) / (108 TL 127) Precário Tabela 4 Queda de Tensão (212 TL < 216 ou 254 < TL 260) / (106 TL < 108) ou (127 < TL 130) Crítica (TL < 212 ou TL > 260) / (TL < 106 ou TL > 130) Obs.: Valores estabelecidos pelo Modulo 8 da PRODIST da ANEEL. 6.8.1. Cálculo da queda de tensão ET s Trifásicas Conhecendo-se os limites de tensão na qual o cliente deve receber energia elétrica, deve-se determinar o valor da queda de tensão no circuito secundário. Este cálculo deve ser efetuado nos extremos da rede, uma vez que a queda de tensão neste ponto será máxima. É fundamental o conhecimento da disposição relativa entre os condutores para posterior execução do cálculo da queda de tensão. Considera-se padrão, a disposição do secundário na vertical com espaçamento de 200 mm, que implica em um DMG (distância média geométrica) de 252 mm. Para o cálculo de quedas de tensão torna-se extremamente útil a utilização do conceito de ponto significativo (PS) de uma rede secundária. A fim de se determinar os valores de queda de tensão, calcula-se a diferença de potencial entre dois pontos significativos. Para cálculo da queda de tensão em um trecho calcula-se: QT = K * S * L; Onde: PÁGINA 16 DE 28

QT = queda de tensão percentual. K = constante de proporcionalidade, irá variar de acordo com o condutor empregado, configuração do circuito (valor do DMG) e do fator de potência das cargas alimentadas. (% kva * 100 metros). (Neste item, as cargas sempre serão consideradas equilibradas). S = carga (em kva) acumulada no PS final do trecho. O ponto significativo mais distante da ET é denominado PS final. L = comprimento do trecho em múltiplos de 100 metros. Utilizando-se da planilha 1 do anexo A, pode-se calcular, para cada trecho, a queda de tensão entre um determinado PS e a ET. Coeficientes (Condutores de Alumínio) Condutores Carga Trifásica Carga Bifásica Carga Monofásica Fase 1,00 0,92 1,00 0,92 1,00 0,92 1/0 AWG 0,1143 0,1295 0,2572 0,2914 0,6859 0,7770 3/0 AWG 0,0720 0,0918 0,1938 0,2349 0,5590 0,6640 336,4 MCM 0,0361 0,0582 0,1081 0,1562 0,3243 0,4502 3 X 1 X 70 mm 2 0,1174 0,1156 - - - - 3 X 1 X 120 mm 2 0,0607 0,0635 - - - - Tabela 05 Coeficiente de queda de Tensão para Condutores de Alumínio (em %/(KVA.100m)) 6.8.2. Cálculo da queda de tensão para ET s Monofásicos ou em Delta No cálculo de queda de tensão para as ET s trifásicas foi considerada uma carga equilibrada. Deste modo, é possível calcular a tensão nos vários PS s da rede sem considerações sobre as componentes monofásicas da potência. Entretanto, para ETs monofásicas ou em delta, existirá obrigatoriamente, uma componente monofásica de potência, que alterará o cálculo da queda de tensão. Desta forma, calcula-se a queda de tensão nas fases que alimentam cargas monofásicas, separando-se a potência em duas parcelas: Componente trifásica equilibrada (para ETs em delta); Componente monofásica. Para a componente trifásica equilibrada, obtém-se do mesmo modo calculado nas ET s trifásicas, a componente de queda num determinado trecho. Para a carga monofásica, deve-se utilizar o coeficiente de queda de tensão, obtendo-se uma queda de tensão respectiva. A soma destas duas parcelas de queda resultará no valor da queda de tensão total no trecho desejado. A componente monofásica e a componente trifásica equilibrada serão determinadas sabendo-se o valor das demandas passantes nas fases A, B e C, respectivamente DEMA, DEMB e DEMC. Denomina-se A e B as fases ligadas ao transformador de luz (que alimenta as cargas monofásicas), tem-se: Componente trifásica equilibrada (S3) é o triplo de demanda passante da fase C, ou seja: S3 = 3 x DEMC PÁGINA 17 DE 28

Componente monofásica (S1) corresponde a: S 1 DEMA DEMB 2 x DEMC 3 Desta forma, para o cálculo da queda de tensão, deve-se indicar para cada ponto significativo (PS) o seu respectivo número e indicando, em múltiplos de 100 metros, a distância entre os vários pontos significativos. Para o cálculo da queda de tensão em um trecho, tem-se: QT: queda de tensão porcentual; K1: constante de proporcionalidade de queda de tensão monofásica. Unidade desta constante: %/kva x (100 m). l: distância entre os pontos significativos em múltiplos de 100 m; S1: carga monofásica (em KVA) acumulada no PS final do trecho considerado. O ponto significativo mais distante da ET no trecho é denominado PS final; K3: constante de proporcionalidade de queda de tensão trifásica simétrica. Unidade desta constante: %/KVA*(100 m); S3: carga trifásica (em kva) acumulada no PS final do trecho considerado. Utilizando-se a planilha 2 do anexo A, pode-se calcular a queda de tensão para cada trecho da rede secundária, e deste modo determinar a tensão em cada ponto do circuito. 6.8.3. Limites de queda de tensão Nos itens anteriores foram desenvolvidos procedimentos para cálculo da queda de tensão em pontos significativos de uma rede secundária, seja a ET trifásica, monofásica ou em delta. Nestes pontos significativos do circuito, a tensão deverá obedecer aos limites determinadas pelas resoluções vigentes. A tensão em qualquer PS circuito pode ser calculada a partir do valor da queda de tensão acumulada (QT- Acumulada) e da tensão secundária de linha do transformador; VPS = Vtr - QT-Acumulada * Vtr /100 Existe, entretanto, uma dificuldade na determinação de VPS, visto que a tensão secundária de linha nem sempre é possível de ser avaliada, pois se deve conhecer; O perfil da tensão da rede primária, desde a ETD (Subestação) até a ET considerada; O tap no qual o transformador está colocado; A queda de tensão interna do transformador, ou seja, o valor de sua impedância. Deve-se, portanto, fixar outra forma para determinar, ainda na fase de projeto, se as tensões de fornecimento estarão dentro dos padrões da legislação em vigor. Adota-se, portanto, como valor limite de queda de tensão acumulada 3% (para projeto) e 5% para operação. Esta diferenciação entre projeto e operação é devida a algumas hipóteses feitas, quando do cálculo de queda de tensão; Admite-se que as cargas são equilibradas; Não foi considerada a corrente de neutro. PÁGINA 18 DE 28

Utilizando-se deste critério para o projeto de uma rede, tem-se que, quando esta entrar em operação, devido à existência de corrente no neutro, a queda de tensão medida será maior que a de projeto. Entretanto, esta mesma queda será menor que o limite máximo operacional (5%), desde que a rede esteja devidamente balanceada. 6.9. Transformadores 6.9.1. Dimensionamento O dimensionamento de transformadores consiste em escolher, entre os padronizados, aquele cuja potência nominal é suficiente para atender às demandas dos clientes durante o maior período possível, minimizando sua ociosidade. A relação de transformação deve estar adequada aos níveis da tensão primária e secundária. O projetista deve procurar o equipamento de menor potência nominal que atenda ao circuito, considerando a projeção da demanda através da taxa de crescimento e considerando que o ciclo diário de carga não é o de corrente constante. Este último aspecto permite que o transformador atenda a uma demanda máxima maior do que sua potência nominal, desde que esta sobrecarga (em KVA) não acarrete sobreaquecimento. 6.9.2. Potência de limite técnico de carregamento (KVAT) A vida útil do transformador não é afetada desde que não sejam ultrapassados os limites de temperatura de diversos pontos. Estes parâmetros estão definidos pela ABNT e de acordo com as condições ambientais para a troca de calor, podem ser obtidos os correspondentes limites para o carregamento em KVA. Os carregamentos máximos admitidos são: Potencia Nominal do Transformador (kvan) Menor que 75 kva Igual ou maior que 75 kva 6.9.3. Procedimento para a escolha do transformador Carregamento Térmico (KVAT) Tabela 06 1,6 x kvan 1,5 x kvan O valor da demanda máxima será igual ao KVAT mínimo do transformador a ser instalado na rede de distribuição secundária, considerado um horizonte de projeto de 5 anos. Quando o controle sobre o KVAT dos transformadores existentes não é disponível, utiliza-se o procedimento a seguir: Se o horário de pico ocorrer após as 18 horas pode-se calcular: Caso o horário de pico seja diurno, tem-se: KVAN mínimo = KVAT/1.5 KVAN mínimo = KVAT/1.3 Deste modo, pode-se escolher a potência nominal do transformador a ser colocado na rede conforme a Tabela 07. PÁGINA 19 DE 28

Potência Nominal (kva) Transformador Monofásico Transformador Trifásico 6.9.4. Banco de transformadores ligados em delta 10 15 15 30 25 45 37,5 75 50 112,5 100 150-225 - 300 Tabela 07 - Potências Padronizadas dos Transformadores Para dimensionamento de bancos de transformadores (secundário em delta aberto) devem-se separar as cargas a serem alimentadas em cargas de luz (ou monofásicas) e cargas de força (ou trifásicas) Para um transformador ligado em delta, dimensiona-se a potência do transformador de luz através da expressão: TL= (2/3)CL+(1/3)CF e a potência dos transformadores de força será dimensionada por: TF= (1/3)CL+(1/3)CF onde, CL é igual a carga de luz e CF é igual a carga de força. 6.9.5. Banco de transformadores ligados em delta aberto Para transformadores em delta aberto, tem-se: 6.9.6. Escolha dos elos fusíveis dos transformadores TL=CL+(CF/2) e TF=CF/2 Para a proteção dos transformadores das ET s, alguns critérios básicos são estabelecidos: A capacidade de interrupção da chave fusível não requer necessariamente especificação que atenda à corrente de curto-circuito no lado da alta tensão. A probabilidade de que ocorram defeitos neste lado, no trecho a jusante da chave, é pequena; e no caso de ocorrerem curto-circuito no secundário, a corrente refletida no primário não representa contribuição significativa para o nível de curtocircuito. Portanto, em geral podem ser utilizadas chaves de menores capacidades de interrupção; O elo fusível deve operar para curto-circuito no transformador ou na rede secundária, fazendo com que estes defeitos não tenham repercussão na rede primária; O elo fusível deve suportar continuamente, sem fundir, a sobrecarga que o transformador é capaz de suportar sem redução em sua vida útil; Os elos fusíveis para a proteção dos transformadores deverão possuir capacidade adequada, conforme a Tabela 08 e 09. PÁGINA 20 DE 28

Potência Nominal Capacidade Nominal e Tipo de Elo Fusível 13,2 kv 34,5 kv Transformadores Monofásicos 5 1 H - 10 2 H 1 H 15 3 H 1 H 25 5 H 2 H 37,5 8 K 3 H 50 10 K 5 H 100 15 K 6 K Tabela 08 - Elos Fusíveis para Transformadores Monofásicos Potência Nominal 6.9.7. Escolha dos Tap s dos transformadores Capacidade Nominal e Tipo de Elo Fusível 13,2 kv 34,5 kv Transformadores Trifásicos 15 1 H 1 H 30 2 H 1 H 45 3 H 1 H 75 5 H 2 H 112,5 6 K - 150 8 K - 225 12 K - 300 20 K - Tabela 09 - Elos Fusíveis para Transformadores Trifásicos Os transformadores de distribuição possuem relação de transformação variável em degraus de amplitude (em geral 2,5% ou 5% da tensão nominal). A escolha de um valor particular para esta relação corresponde ao ajuste de tap e tem como objetivo melhorar o perfil de tensão da rede. Exemplo: para um transformador com tensão (nominal) primária de 13.200 V e secundária de 227 V, e que apresente cinco derivações (Taps): 14.400 V, 13.800 V, 13.200 V, 12.600 V e 12.000 V, ou seja, além do Tap central ou nominal pode-se ligá-lo em um dos Tap s superiores (aproximadamente + 5% e + 10%) ou em um dos inferiores (-5% e 10%). A ligação correta a ser utilizada irá variar de acordo com a tensão primária de alimentação. Neste exemplo, o circuito primário tem a tensão nominal de 13.200 V, mas se as condições de carregamento produzirem uma queda de tensão que resulta, no ponto de ligação, em um valor em torno de 12.600 V, este deve ser o tap utilizado. Desta forma, garante-se que a tensão secundária permanecerá em torno de 227 V, apesar da queda de tensão no circuito primário. Da mesma forma, caso existam bancos de capacitores (ou mesmo se for efetuado outro ajuste de tap à montante do transformador considerado) resultando, no ponto de ligação, em tensão acima do nominal, deve-se utilizar o tap 13.800 V ou 14.400 V. As condições de carregamento dos circuitos variam de acordo com as curvas de carga diferenciadas pelos tipos de clientes (residencial, industrial, comercial ou mista) e correspondentes a um ciclo diário de atividade. PÁGINA 21 DE 28

Isto deve ser considerado para o ajuste de tap. Nos horários de pico, o transformador trabalha com demandas em torno da máxima, ocorrendo maiores quedas de tensão e requerendo-se a utilização dos Tap s inferiores. Entretanto, com o transformador trabalhando em carga leve, com demandas em torno do mínimo, a ligação nas derivações inferiores pode resultar em tensão secundária acima do valor nominal, ou mesmo do valor máximo permitido. Nos transformadores de distribuição é possível, na maior parte dos casos, ajustar o tap, de tal modo que os níveis de tensão da rede secundária estejam conforme os valores padronizados. Cabe ao projetista escolher a derivação mais adequada, considerando o nível da tensão primária, a queda de tensão interna ao transformador e a queda de tensão no circuito secundário. A ligação adotada permanece até que se registrem níveis insatisfatórios para as tensões de fornecimento, ou por medição em campo ou por reclamação dos clientes. Quando, por exemplo, um cliente em ponta de linha registra tensão de fornecimento baixa, um dos procedimentos que se adota é o de realiza ajusto no tap abaixo do atual, admitindo que a tensão primária se mantenha constante, elevam-se as tensões em todo o circuito secundário ligado ao transformador. O cliente mais distante passa a ter um nível adequado de tensão, mas o mais próximo pode receber tensão excessiva. Portanto, o critério para escolha do tap é o de se garantir que a tensão no secundário do transformador esteja abaixo da tensão permitida e a tensão no ponto mais distante (ou onde ocorre a maior queda) esteja acima do valor mínimo permitido. Isto supõe que a tensão não se eleva ao longo do circuito secundário, o que corresponde à realidade, uma vez que não se faz a composição de reativos pela baixa tensão e nem os circuitos têm comprimento suficiente para que se considerem as capacitâncias da linha. 6.9.8. Procedimento de cálculo para escolha de Tap Para a definição do tap de ligação mais adequado, são necessários os seguintes dados: V1 : tensão primário no ponto de ligação; Vmax : máxima tensão (secundária) admissível; Vmin : mínima tensão (secundária) admissível; V : maior queda de tensão do circuito secundário; SNON : potência nominal do transformador; V1nom: tensão primária nominal do transformador; V2nom : tensão secundária nominal do transformador; Rcc e Xcc : resistência e reatância equivalente de curto-circuito do transformador; Dmax : demanda máxima, com o respectivo fator de potência (cos ); Dmin : demanda mínima, com o respectivo fator de potência (cos ); Deve-se realizar a análise nas situações de carga leve e pesada. Caso não se disponha da curva de carga do transformador ou queda de tensão no circuito secundário, em condições de carga leve, pode-se adotar a relação carga leve/carga pesada igual a 0,3, ou seja: Dmin = Dmax X 0,3. Seja Vtap o valor da tensão que corresponde ao tap utilizado para se ligar o transformador. Portanto, a relação de transformação real é Vtap/v2nom, ao passo que a nominal é V1nom/v2nom. Se a tensão primária for V1, então ela se reflete no secundário como V1* V2nom/Vtap. Subtraindo deste valor a queda interna ao transformador, tem-se a tensão nos terminais do enrolamento secundário (V2) : V2NOM V2 = V1----------- - VT Vtap PÁGINA 22 DE 28

Onde VT, é a queda de tensão referida ao secundário, em valor de linha. Deve-se impor V2 VMAX, o que resulta em: V1 x V2NOM Vtap = ----------------------- VMAX + VT Em contraponto, se a tensão no ponto mais crítico do circuito secundário for VC, vale VC = V2 - V, e devese impor VC VMIN resultando em: V1 x V2NOM Vtap ------------------------------- VMIN + VT + V Portanto, ficam estabelecidos um limite superior e inferior para o tap no qual se deve ligar o transformador. O valor V1 é obtido através do cálculo da queda de tensão no circuito primário e V através do mesmo cálculo para as situações de carga leve e pesada. A queda de tensão do transformador trifásico ( VT) é calculada por: VT = ( RCC cos+ XCC sen ) ( V 2 NOM / SNOM ) x I2 x 3 Considerando-se que a impedância do transformador esteja em valor percentual ou por unidade, a corrente no enrolamento secundário Iz é obtida através da demanda (D). Caso o transformador seja monofásico, tem-se que: I2 = D/ 3 V2NOM VT = ( RCC cos+ XCC sen ) ( V 2 NOM / SNOM ) x I2 Considerando-se a impedância do transformador em valor por unidade. A corrente I2 neste caso será igual a: I2 = D/VNOM Seja o transformador trifásico ou monofásico adota-se por simplicidade que a tensão no secundário é igual à nominal. Também no cálculo de VT, adota-se uma aproximação, ou seja, a queda de tensão interna está em fase com a tensão V2. Exemplo: Considerando um transformador trifásico de 45 KVA, 13200/227 V, com os Tap s: 14400 V, 13800 V, 13200 V, 12600 V, 12000 V e com impedância de curto-circuito RCC=0,8%, XCC=5%. As condições da rede são tais que a demanda máxima é 54 KVA, cos = 0.9 indutivo, resultando, no ponto mais crítico do circuito secundário, em uma queda de tensão de 4 V (1,8%). A tensão no primário é de 12800 V (97%) em carga pesada e 13400 V (101%) em carga leve. Adotando-se DMIN/DMAX = k 0,3, segue: VT = (0,008 x 0,9 + 0,050 x 0,43589) (220 2 )x(54000/ 3x220) x 3 = 7,65 V PÁGINA 23 DE 28

V1 * V2NOM 12800 * 227 ------------------ = -------------------- = 11899 V VMAX + VT 229 + 7,65 Na situação de carga leve estes valores mudam para: VT= K * 7,65 = 0,3 x 7,65 = 2,29 V V1 * V2NOM 13400 * 220 ------------------ = -------------------- = 12746 V VMAX + VT 229 + 2,29 Portanto, o tap mínimo é de 12746V, pois se for adotado o valor correspondente à situação de demanda máxima (11899 V) em carga leve, a tensão V2 atinge o valor 13400*220/11899 2,29 = 245 V, acima do limite de 229 V. Falta a determinação do tap máximo: V1 * V2NOM 12800 * 220 ------------------------ = --------------------- = 13242 V Para a demanda mínima obtém-se: VMIN + VT + V 201 + 7,65 + 4 V1 * V2NOM 13400 * 220 --------------------- = -------------------------------- = 14416 V VMIN + VT + V 201 + (7,65 + 4) * 0,3 Portanto, o limite superior para o tap vale 13242 V. O outro valor (14416 V) pode levar a tensão no ponto crítico do circuito secundário (VC) abaixo de 201 V, quando da ocorrência de carregamento maiores: no caso da demanda máxima, para os números deste exemplo, VC = 12800 * (220/14416) - 7,65 4 = 184 V Dentro dos limites determinados, 12746 < Vtap < 13242 V, existe apenas um tap disponível: 13200 V, que deve ser o escolhido. Na eventualidade de haver mais de um tap que satisfaça às condições deste critério, deve-se optar pelo mais elevado que é o que produz a menor flutuação de tensão. Assim a tendência dos circuitos é de se tornarem mais carregados, com aumento das quedas de tensão e a consequente necessidade de se utilizar Tap s inferiores. Utilizando inicialmente um tap elevado, existe a possibilidade de ajustes posteriores. Não havendo nenhum tap disponível dentro do intervalo calculado, deve-se optar pelo mais próximo. A determinação de V2 em carga pesada define a escolha entre dois tap s próximos ao intervalo. Se for determinado o tap máximo menor do que o mínimo não é possível manter a tensão V2 ou VC dentro dos limites, devendo ser pesquisada uma nova configuração do circuito, com redistribuição das cargas. PÁGINA 24 DE 28

Neste método de cálculo foram admitidos que se conhecessem os valores de tensão primária em carga leve e pesada. Deve-se, entretanto, ter em mente que nem sempre isto é possível. Sendo assim, normalmente utiliza-se o tap mais alto para as ET s localizadas no início do circuito primário e adota-se o tap mais baixo para as ET s localizadas no ponto do circuito primário. 6.10. Aterramento As regras fundamentais em relação ao aterramento de Redes Aéreas de Distribuição são as seguintes: a) Todos os transformadores de distribuição deverão ser aterrados e o valor máximo admissível de resistência de terra deve ser de 25 ohms (transformador de 15 kv); b) Nos postes adjacentes aos postes que possuem estação transformadora (ET) também deverão ser aterrados; c) Os neutros devem ser aterrados de 300 em 300 metros, quando não houver nenhum aterramento nesse trecho; d) No circuito secundário nenhum ponto deve ficar afastado mais de 200 metros de um aterramento. e) Todo fim de linha definitivo deverá ter seu neutro aterrado; f) Havendo condutor neutro no poste, a ligação à terra deverá ser comum aos para-raios e ao condutor neutro. g) Com a finalidade de se evitar acidentes, todas as cercas existentes sob as redes, deverão ser seccionadas e aterradas. h) O aterramento do estai deve interligar o estai ao neutro da BT (multiaterrado). 7. REGISTROS DA QUALIDADE Não aplicável 8. ANEXOS A. PLANILHA 001. Cálculo de Queda de Tensão ET Trifásica 002. Cálculo de Queda de Tensão ET Monofásica ou em Delta PÁGINA 25 DE 28

ANEXO A PLANILHAS PÁGINA 26 DE 28

Planilha 1 - Cálculo de Queda de Tensão ET Trifásica PS Incio (a) Trecho PS Fim (b) Condutor (c) Comprimento do trecho - condutor (metros) (d) Carga (PS Fim) (e) Carga Acumulada (f) Fator de Potência (g) Constante do Condutor (V/(Axkm)) (h) Trecho Queda de tensão (%) (i) Queda de tensão (%) As instruções para o preenchimento da planilha P1 são: a) Na coluna Trecho, anotar todos os trechos a partir do transformador, com os respectivos números do PS-início e PS-fim seguindo o fluxo de carga; b) Na coluna Condutor indicar a secção e o material do condutor; c) Na coluna Compr. Trecho indicar o comprimento do trecho em múltiplos de 100 m; d) Na coluna Carga PS-fim, anotar a carga fornecida para clientes do PS-fim do trecho; e) Na coluna Carga Acumulada, anotar a soma de todas as cargas a jusante do PS-fim do trecho somada à carga no PS-fim; f) Na coluna Fator de Potência, mostrar o valor do fator de potência adotado para o trecho; g) Na coluna Coef de QT, anotar o valor do coeficiente de queda de tensão trifásico; h) Na coluna QT Trecho multiplicar os valores das colunas Carga acumulada, comprimento do trecho e Coeficiente de QT ; i) Na coluna QT Acumulado somam-se as quedas de tensão por trecho partindo-se do transformador até o trecho considerado, determinando-se a queda de tensão no PS-fim deste trecho. PÁGINA 27 DE 28

Planilha 2 Cálculo de Queda de Tensão ET Monofásica ou em Delta (a) TRECHO PS INICIO PS (b) CONDUTORES (c) COMPR. TRECHO (d) CARGA MONOF. (e) CARGA ACUMULADA MONOF. (f) FP 1 (g) K1 (h) QT1 (i) CARGA TRIF. (j) CARGA ACUMULADA TRIFÁSICA (k) FP 3 (l) K3 (m) QT (n) QT ACUMULADA As instruções para o preenchimento da planilha 2 são: a) Na coluna trecho, anotar todos os trechos a partir do transformador, com os respectivos números do PS-início e PS-fim, seguindo o fluxo de carga; b) Na coluna Condutor, indicar a secções e o material dos condutores; c) Na coluna Comp. Trecho, indicar o comprimento do trecho em múltiplos de 100 metros; d) Na coluna Carga Monofásica, anotar a carga monofásica fornecida para clientes do PS-fim do trecho. A carga monofásica (S1) pode ser obtida tanto por modificações, como por estimativa ou por gerenciamento. Sabendo o valor da taxa de crescimento a carga obtida deve ser referida ao quinto ano; e) Na coluna Carga Monofásica Acumulada, anotar a soma de todas as cargas monofásicas e jusante do PS-fim do trecho, somada à carga monofásica do PS-fim obtida no item d; f) Na coluna Fator de Potência 1 indicar o fator de potência adotado do trecho para os clientes monofásicos; g) Na coluna K1, anotar o valor do coeficiente de queda de tensão bifásico; h) Na coluna QT1, anotar o produto dos valores das colunas carga monofásica acumulada, comprimento do trecho e K1, obtendo-se a queda de tensão porcentual monofásica; i) Na coluna Carga Trifásica, anotar o valor da carga trifásica fornecida (S3) a clientes do PS-fim do trecho e será medida em KVA. O valor de S3 pode ser obtido através de medições, estimativas ou gerenciamento. Conhecida a taxa de crescimento, a carga obtida deve ser referida ao quinto ano; j) Na coluna Carga trifásica Acumulada, anotar a soma de todas as cargas trifásicas e ajusante do PS-fim do trecho, somada à carga trifásica do PS-fim do trecho obtida no item c; k) Na coluna Fator de potência 3, indicar o fator de potência adotado do trecho para os clientes trifásicos; l) Na coluna K3, anotar o coeficiente de queda de tensão trifásica; m) Na coluna QT, somar os valores das colunas QT1 e QT3 obtendo a queda de tensão porcentual no trecho; n) Na coluna QT-Acumulada, somam-se as quedas de tensão por trecho partindo-se do transformador até o trecho considerado, determinando-se assim a queda de tensão no PS-fim deste trecho. PÁGINA 28 DE 28