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Redes de Distribuição

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Redes de Distribuição
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Introdução
Os sistemas elétricos de potência têm a função precípua de fornecer energia elétrica aos usuários, grandes ou pequenos, com a qualidade adequada, no instante em que for solicitada. Isto é, o sistema tem as funções de produtor, transformando a energia de alguma natureza, por exemplo, hidráulica, mecânica, térmica ou outra, em energia elétrica, e de distribuidor, fornecendo aos consumidores a quantidade de energia demandada, instante a instante.
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Introdução
Em não sendo possível seu armazenamento, o sistema deve contar, como será analisado a seguir, com capacidade de produção e transporte que atenda ao suprimento, num dado intervalo de tempo, da energia consumida e à máxima solicitação instantânea de potência ativa. Deve-se, pois, dispor de sistemas de controle da produção de modo que a cada instante seja produzida a energia necessária a atender à demanda e às perdas na produção e no transporte.
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Introdução
Sendo o montante das potências em jogo relevante e as distâncias a serem percorridas de certa monta, torna-se inexequível o transporte dessa energia na tensão de geração. Assim, no diagrama de blocos da figura ao lado sucede ao bloco de geração o de elevação da tensão, no qual a tensão é elevada do valor com o qual foi gerada para o de transporte, “tensão de transmissão”. O valor dessa tensão é estabelecido em função da distância a ser percorrida e do montante de energia a ser transportado.
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Introdução
Os valores eficazes das tensões, com frequência de 60 Hz, utilizados no Brasil, que estão fixados por decreto do Ministério de Minas e Energia, estão apresentados abaixo, onde se apresentam as áreas do sistema nas quais são utilizadas. Apresenta-se também algumas tensões não padronizadas ainda em uso.
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Sistema de Geração
Geração
O sistema de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil pode ser classificado como hidrotérmico de grande porte, com forte predominância de usinas hidrelétricas e com múltiplos proprietários.
A maior parte da capacidade instalada é composta por usinas hidrelétricas, que se distribuem em 12 diferentes bacias hidrográficas nas diferentes regiões do país de maior atratividade econômica. São os casos das bacias dos rios Tocantins, Paranaíba, São Francisco, Grande, Paraná, Tietê, Paranapanema, Iguaçu, Uruguai e Jacuí onde se concentram as maiores centrais hidrelétricas.
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Os dez agentes de maior capacidade instalada no país são apresentados na Tabela:
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Geração
A título de exemplo, a usina Henry Borden, na Serra do Mar, em São Paulo, conta com potência instalada de 864 MW, ao passo que a Usina de Itaipu conta com potência instalada de 12.600 MW. Por outro lado, dentre as usinas térmicas, que se baseiam na conversão de calor em energia elétrica, há aquelas em que o vapor produzido numa caldeira, pela queima do combustível, aciona uma turbina a vapor que fornece o conjugado motor ao alternador. Como combustível dispõe-se, dentre outros, do óleo combustível, carvão, bagaço de cana, ou madeira. Nas centrais atômicas, como é o caso da Usina de Angra dos Reis, o calor para a produção do vapor é obtido através da fissão nuclear.
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Geração
As usinas hidráulicas apresentam um tempo de construção bastante longo, com custo de investimento elevado, porém, seu custo operacional é extremamente baixo. Por sua vez, as usinas térmicas apresentam tempo de construção e custo de investimento sensivelmente menores, apresentando, no entanto, custo operacional elevado, em virtude do custo do combustível.
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Geração
Hidráulicas
Térmicas
Situam-se, geograficamente, onde haja disponibilidade de água com desnível que permita a construção, através de barragens, do reservatório, exigindo, em geral, a construção de sistema de transmissão. Destaca-se ainda como inconveniente o alagamento de áreas férteis, perda de terrenos produtivos, e possíveis modificações no clima da microrregião.
Também necessitam de água, para a condensação do vapor, porém, em ordem de grandeza menor que a consumida pelas hidráulicas, o que permite maior grau de liberdade em sua localização, podendo situar-se em maior proximidade dos centros de consumo. Tal fato se traduz pela redução de investimentos no sistema de transmissão. Apresentam como inconveniente a emissão, na natureza, de poluentes, resíduos da combustão, e, conforme seu tipo, a utilização de combustível não renovável.
De modo geral, sempre que haja disponibilidade de energia hidráulica a opção de maior economicidade é a das usinas hidrelétricas.
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Sistema de Transmissão
Transmissão
A rede de transmissão liga as grandes usinas de geração às áreas de grande consumo. Em geral apenas poucos consumidores com um alto consumo de energia elétrica são conectados às redes de transmissão onde predomina a estrutura de linhas aéreas.
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Transmissão
O sistema de transmissão, que tem por função precípua o transporte da energia elétrica dos centros de produção aos de consumo, deve operar interligado. Tal interligação é exigida por várias razões, dentre elas destacando-se a confiabilidade e a possibilidade de intercâmbio entre áreas.
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Transmissão
A título de exemplo, destaca-se a existência de ciclos hidrológicos diferentes entre as regiões de São Paulo, onde o período das chuvas corresponde ao verão, e do Paraná, onde tal período concentra-se no inverno. Deste modo, a operação interligada do sistema permite que, nos meses de verão, São Paulo exporte energia para o Paraná, e que no inverno importe energia do Paraná.
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Transmissão
A segurança é um aspecto fundamental para as redes de transmissão. Qualquer falta neste nível pode levar a descontinuidade de suprimento para um grande número de consumidores. A energia elétrica é permanentemente monitorada e gerenciada por um centro de controle. O nível de tensão depende do país, mas normalmente o nível de tensão estabelecido está entre 220 kV e 765 kV.
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Transmissão
As linhas de transmissão no Brasil costumam ser extensas, porque as grandes usinas hidrelétricas geralmente estão situadas a distâncias consideráveis dos centros consumidores de energia. Hoje o país está quase que totalmente interligado, de norte a sul.
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As principais empresas investidoras em linhas de transmissão no país estão relacionadas na Tabela:
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Transmissão
Apenas o Amazonas, Roraima, Acre, Amapá, Rondônia e parte dos Estados do Pará ainda não fazem parte do sistema integrado de eletrificação. Nestes Estados, o abastecimento é feito por pequenas usinas termelétricas ou por usinas hidrelétricas situadas próximas às suas capitais.
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Transmissão
O esgotamento das reservas hídricas, próximas aos centros de consumo, impôs que fosse iniciada a exploração de fontes mais afastadas, exigindo o desenvolvimento de sistemas de transmissão de grande porte, envolvendo o transporte de grandes montantes de energia a grandes distâncias. Este fato exigiu que as tensões de transmissão fossem aumentadas, com grande esforço de desenvolvimento tecnológico. Atualmente, no mundo, há linhas operando em tensões próximas a 1.000 kV.
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Transmissão
Outra área que ganhou grande impulso é a transmissão através de elos em corrente contínua, atendidos por estação retificadora, do lado da usina, e inversora, do lado do centro de consumo. O Brasil apresenta-se dentre os pioneiros nessa tecnologia, tendo em operação no sistema o elo em corrente contínua de Itaipu, que é um dos maiores do mundo pela potência transportada e pela distância percorrida. Opera com dois bipolos nas tensões de +
600 kV e – 600 kV em relação à terra, que corresponde a tensão entre linhas de 1.200 kV. Desenvolve-se desde Itaipu até Ibiúna, SP, cobrindo uma distância de 810 km e transportando uma potência de 6.000 MW.
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Transmissão
Sistema norte – centro-oeste → o primeiro circuito de interligação, conhecido por Linhão Norte-Sul, foi construído em 500 kV, com 1.277 km de extensão, capacidade de transmissão de 1100MW e com transferência média de 600MW, o que representou o acréscimo de uma usina de 600MW para o sistema sul-sudeste brasileiro. Embora a interligação seja conhecida como ‘ligação norte-sul’ o circuito interliga o estado de Tocantins ao Distrito Federal. Em março de 2004 foi inaugurado o segundo circuito de interligação norte-sul II, com 1278 km de extensão, operando em 500 kV, passando pelas SE Imperatriz, no Maranhão, Colinas, Miracema e Gurupi, no Tocantins, Serra da Mesa em Goiás, e Samambaia em Brasília. Os circuitos em 500kV transmitem energia da UHE Luis Eduardo Magalhães – Lajeado, localizada no rio Tocantins, entre os municípios de Lajeado e Miracema do Tocantins com potência instalada de 902,5 MW. A UHE Lajeado é o maior empreendimento de geração realizado pela iniciativa privada no Brasil.
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Transmissão
Expansão da linha de transmissão Interligação Norte-Sul (Centro oeste-Sudeste) com tensão de 500 kV. Essa linha interliga as subestações de Samambaia (DF), Itumbiara (GO) e Emborcação (SP). A linha permitirá o escoamento, para a região Sudeste, da energia gerada pelas usinas de Lajeado (TO), Cana Brava (GO), e 2ª etapa de Tucuruí (PA).
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Transmissão
Sistema interligado sudeste – centro-oeste → concentra pelo menos 60% da demanda de energia no Brasil.
Sistema sul – sudeste → com energia transferida da usina de Itaipu (2 circuitos em CC em 600kV ligando a usina a São Roque (SP), 2 circuito 765kV ligando a usina a Tijuco Preto).
Sistema nordeste → hoje a região Nordeste importa energia elétrica das hidrelétricas de Lajeado, em Tocantins, Cana Brava, em Goiás, e Tucuruí I e II, no Pará.
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Sistema de Distribuição
Subtransmissão
Dentro do sistema de distribuição podemos classificar as redes em sistemas de subtransmissão e o de distribuição propriamente dito, que por sua vez divide-se em sistema primário e secundário.
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Subtransmissão
Este elo tem a função de captar a energia em grosso das subestações de subtransmissão e transferi-la às SE’s de distribuição e aos consumidores, em tensão de subtransmissão, através de linhas trifásicas operando em tensões, usualmente, de 138 kV ou 69 kV ou, mais raramente, em 34,5 kV, com capacidade de transporte de algumas dezenas de MW por circuito, usualmente de 20 a 150 MW.	
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Subtransmissão
O sistema de subtransmissão pode operar em configuração radial, com possibilidade de transferência de blocos de carga quando de contingências. Com cuidados especiais, no que se refere à proteção, pode também operar em malha.
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Arranjos típicos de redes de subtransmissão
Apresenta, dentre todos, o menor custo de instalação, é utilizável quando o transformador da SE de distribuição não excede a faixa de 10 a 15 MVA, como ordem de grandeza. Sua confiabilidade está intimamente ligada ao trecho de rede de subtransmissão, pois, como é evidente, qualquer defeito na rede ocasiona a interrupção de fornecimento à SE. A chave de entrada, que visa unicamente à proteção do transformador, é usualmente uma chave fusível, podendo, no entanto, ser utilizada uma chave seccionadora, desde que o transformador fique protegido pelo sistema de proteção da rede de subtransmissão.
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Arranjos típicos de redes de subtransmissão
Observa-se que, para defeitos a montante de uma das barras extremas da rede de subtransmissão ou num dos trechos da subtransmissão, o suprimento da carga não é interrompido permanentemente. As chaves de entrada são usualmente disjuntores ou chaves fusíveis, dependendo da potência nominal do transformador. Estas chaves têm a função adicional de evitar que defeitos na SE ocasionem desligamento na rede de subtransmissão.
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Arranjos típicos de redes de subtransmissão
O barramento de alta da SE passa a fazer parte da rede de subtransmissão e a interrupção do suprimento é comparável com a do arranjo anterior, exceto pelo fato que um defeito no barramento de alta da SE impõe o seccionamento da rede, pela abertura das duas chaves de entrada. Elimina-se este inconveniente instalando-se a montante das duas chaves de entrada uma chave de seccionamento, que opera normalmente aberta. As chaves de entrada são usualmente disjuntores.
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Arranjos típicos de redes de subtransmissão
É conhecido como “sangria” da linha, é de confiabilidade e custo inferiores aos das redes 2 e 3. É utilizável em regiões onde há vários centros de carga, com baixa densidade de carga. As chaves de entrada devem ser fusíveis ou disjuntores, tendo em vista a proteção da linha.
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Subestações de Distribuição
Subestações
As subestações de distribuição, SEs, que são supridas pela rede de subtransmissão, são responsáveis pela transformação da tensão de subtransmissão para a de distribuição primária. Há inúmeros arranjos de SEs possíveis, variando com a potência instalada na SE.
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Subestações
Assim, em SEs que suprem regiões de baixa densidade de carga, transformador da SE com potência nominal na ordem de 10 MVA é bastante frequente a utilização do arranjo designado por “barra simples”, que apresenta custo bastante baixo. Este tipo de SE pode contar com uma única linha de suprimento, ou, visando aumentar-se a confiabilidade, com duas linhas.
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Subestações
Em regiões de densidade de carga maior aumenta-se o número de transformadores utilizando-se arranjo da SE com maior confiabilidade e maior flexibilidade operacional. Na figura a seguir, apresenta-se o diagrama unifilar de SE com dupla alimentação, dois transformadores, barramentos de alta tensão independentes e barramento de média tensão seccionado. Neste arranjo, ocorrendo defeito, ou manutenção, num dos transformadores, abrem-se as chaves a montante e a jusante do transformador, isolando-o. A seguir, fecha-se a chave NA de seccionamento do barramento e opera-se com todos os circuitos supridos a partir do outro transformador.
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Subestações
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Subestações
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Sistema de Distribuição
Redes Primárias e Secundárias
As redes de distribuição são divididas, quanto a tensão de fornecimento, em rede primária e rede secundária.
A primeira recebe este nome por alimentar o primário dos transformadores de distribuição. Idem à segunda em relação ao secundário dos transformadores.
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Sistemas de distribuição
rede primária
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Rede primária
As redes de distribuição primária, ou de média tensão, emergem das SE’s de distribuição e operam, no caso da rede aérea, radialmente, com possibilidade de transferência de blocos de carga entre circuitos para o atendimento da operação em condições de contingência, devido à manutenção corretiva ou preventiva.
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Rede primária
Os troncos dos alimentadores empregam, usualmente, condutores de seção 336,4 AWG, permitindo, na tensão de 13,8 kV, o transporte de potência máxima de cerca de 12 MVA, que, face à necessidade de transferência de blocos de carga entre alimentadores, fica limitada a cerca de 8 MVA.
American Wire Gauge ou escala americana normalizada é o nome da unidade de medida usada para padronização de fios e cabos elétricos.
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Rede Primária
Estas redes atendem aos consumidores primários e aos transformadores de distribuição, estações transformadoras, ETs, que suprem a rede secundária, ou de baixa tensão. Dentre os consumidores primários destacam-se
indústrias de porte médio, conjuntos comerciais (shopping centers), instalações de iluminação pública etc. Podem ser aéreas ou subterrâneas, as primeiras de uso mais difundido, pelo seu menor custo, e, as segundas, encontrando grande aplicação em áreas de maior densidade de carga, por exemplo zona central de uma metrópole, ou onde há restrições paisagísticas.
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As redes primárias aéreas apresentam as configurações:
• primário radial com socorro;
• primário seletivo;
e as redes subterrâneas podem ser dos tipos:
• primário seletivo;
• primário operando em malha aberta;
• spot network.
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Primário Radial
As redes primárias, contam com um tronco principal do qual se derivam ramais, que usualmente são protegidos por fusíveis. Dispõem de chaves de seccionamento, que operam na condição normal fechadas, “chaves normalmente fechadas, NF”, que se destinam a isolar blocos de carga, para permitir sua manutenção corretiva ou preventiva.
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Primário Radial
É usual instalar-se num mesmo circuito, ou entre circuitos diferentes, chaves que operam abertas, “chaves normalmente abertas, NA”, que podem ser fechadas em manobras de transferência de carga.
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Primário Radial
Na figura a seguir estão apresentados dois circuitos que se derivam de uma mesma subestação. Supondo-se a ocorrência de defeito entre as chaves 01 e 02, do circuito 1, ter-se-á, inicialmente, o desligamento do disjuntor na saída da SE e, posteriormente, a equipe de manutenção identificará o trecho com defeito e o isolará pela abertura das chaves 01 e 02.
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Após a isolação do trecho com defeito, fecha-se o disjuntor da SE restabelecendo-se o suprimento de energia aos consumidores existentes até a chave 01, restando os a jusante da chave 02 desenergizados. Fechando-se a chave NA de “socorro externo” 03, restabelece-se o suprimento desses consumidores através do circuito 02.
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Primário Seletivo
Neste sistema, que se aplica a redes aéreas e subterrâneas, a linha é construída em circuito duplo e os consumidores são ligados a ambos através de chaves de transferência, isto é, chaves que, na condição de operação normal, conectam o consumidor a um dos circuitos e, em emergência, transferem-no para o outro.
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Estas chaves usualmente são de transferência automática, contando com relés que detectam a existência de tensão nula em seus terminais, verificam a inexistência de defeito na rede do consumidor, e comandam o motor de operação da chave, transferindo automaticamente o consumidor para o outro circuito.
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Estações Transformadoras
As estações transformadoras, ETs, são constituídas por transformadores, que reduzem a tensão primária, ou média tensão, para a de distribuição secundária, ou baixa tensão. Contam, usualmente, com para-raios, para a proteção contra sobretensões, e elos fusíveis para a proteção contra sobrecorrentes, instalados no primário. De seu secundário deriva-se, sem proteção alguma, a rede secundária. Nas redes aéreas utilizam-se, usualmente, transformadores trifásicos, instalados diretamente nos postes. Em geral, suas potências nominais são fixadas na série padronizada, isto é, 10,0 – 15,0 – 30,0 – 45,0 – 75,0 – 112,5 e 150 kVA.
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Estações Transformadoras
No Brasil, a tensão de distribuição secundária está padronizada nos valores 220/127 V e 380/220 V, havendo predomínio da primeira nos Estados das regiões sul e sudeste e da segunda no restante do país. O esquema mais usual consiste na utilização de transformadores trifásicos, com resfriamento a óleo, estando os enrolamentos do primário ligados em triângulo e os do secundário em estrela, com centro estrela aterrado. Utilizam-se ainda, em alguns sistemas, transformadores monofásicos e bancos de transformadores monofásicos.
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Aspectos Construtivos das Redes de Distribuição
Estruturas de Redes de Distribuição
As três principais e mais conhecidas estruturas de qualquer rede de energia elétrica são os postes, isoladores e os condutores. Os postes servem para dar sustentação à rede e logicamente mantê-la distante da terra. Já os isoladores impedem que os condutores que os postes sustentam entrem em contato com eles impedindo que a energia elétrica transmitida “vaze” para a terra. Existem vários tipos de postes e também de isoladores e condutores de acordo com o uso que eles terão. Por exemplo, um poste mais alto e mais grosso serve para elevar uma rede a uma altura maior que de um poste menos alto e fino, como na travessia de uma estrada.
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Postes
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Postes
Os postes são classificados ou nomeados de acordo com sua capacidade e altura, também podem ser fabricados de diversos materiais, os mais comuns são madeira e concreto. Na Coelce os postes a serem utilizados em redes de distribuição são de concreto armado do tipo duplo “T”.
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O esforço de cada poste é indicado em daN, que é uma unidade de força, mas pode muito facilmente ser entendido como kg.
De acordo com a tabela acima podemos então fazer uma lista de postes disponíveis para serem utilizados pelos projetistas: 150/9, 300/9, 600/9, 150/10,5, 300/10,5, 600/10,5, 1000/10,5, 2000/10,5, 300/12, 600/12, 1000/12, 2000/12, 3000/12.
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Exemplo
1) O projetista de uma rede elétrica calculou que a implantação de um poste em determinado ponto deveria ser do tipo 600/12. O que isso significa?
Significa que o projetista solicitou um poste com 12m de altura e que suporta um esforço de 600 kg (ou 600daN) para aquele local.
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Postes
Existem também nas redes mais antigas postes que não estão listados acima por já não serem utilizados pela empresa, como por exemplo, o 150/10 e 300/11, ou seja, postes de 10m e 11m, que são postes fora de padrão.
As duas faces lisas do poste são os lados de maior esforço e as duas faces vazadas são os lados de menor esforço. Os vasos recebem o nome de gavetas.
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Poste
Esforço:
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Engastamento
O engastamento é a profundidade de instalação do poste, ou seja, a profundidade do buraco onde o poste será instalado. O comprimento do buraco dependerá do tamanho do poste, quanto maior o poste mais profundo será o buraco, e quanto maior o esforço do poste, mais largo será o buraco, pois logicamente será um poste mais grosso.
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Engastamento
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Engastamento
 
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Postes
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Exemplo
1) Com qual profundidade deve ser escavado o buraco para implantação de um poste 300/10,5?
Neste caso L=10,5m, portanto:
E=0,1x10,5 + 0,6
E=1,05 + 0,6
E=1,65m
Ou seja, deverá se escavar um buraco com um metro e sessenta e cinco centímetros de profundidade.
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isoladores
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Isoladores
Todo material apresenta uma capacidade de conduzir corrente elétrica. Dependendo do material, esta capacidade pode ser muito grande ou muito pequena. Os materiais que têm pouca capacidade de conduzir corrente elétrica são os isolantes, e os que têm alta capacidade são os condutores.
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Isoladores
Os isoladores são fabricados com materiais isolantes e podem ser divididos de acordo com:
A capacidade de isolamento;
O tipo de material isolante; e
O formato e/ou aplicação do isolador.
Nas redes de distribuição da Coelce os condutores trabalham em tensões entre 220V/380V (para redes de BT) e 15000V (ou 15kV – para redes de MT) e os isoladores devem ter, para MT, um nível de isolamento de 95kV.
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Isolador
A seguir a definição de alguns isoladores:
Isolador Castanha - Isoladores projetados para converter o esforço de tração exercido por um condutor ou estai, em esforço de compressão simétrica no corpo do isolador.
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Isoladores
Isolador Roldana - Isolador em forma de roldana com furo axial para passagem de um eixo não integrante, pelo qual é fixado na estrutura de suporte.
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Isoladores
Isolador de pino – Isolador rígido com um corpo isolante, ou dois ou mais corpos ligados permanentemente entre si, projetado para ser instalado rigidamente numa estrutura de suporte, por meio de um pino não integrante que penetra no interior do seu corpo isolante.
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Isolador de disco – Isolador de cadeia em forma de disco côncavo-convexo, com ferragens integrantes em ambas as faces.
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Disco Garfo-Olhal
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Disco Anel de Zinco
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Disco Concha Bola
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Isoladores
Isolador de Pedestal – Isolador suporte para exterior, dotado de campânula com furos roscados na extremidade superior, e um pedestal com furos lisos correspondentes na extremidade inferior.
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Isoladores
Isolador polimérico – São isoladores fabricados com compostos poliméricos e podem ser utilizados tanto como isoladores de pino quanto como de discos, de acordo com o seu formato.
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Isoladores
Todos estes isoladores devem ser apropriados para uso exterior, em clima tropical, atmosfera salina, expostas a ação direta dos raios do sol e de fortes chuvas, devendo resistir as seguintes condições apresentadas na tabela:
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CONDUTORES
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Condutores
É o principal e mais importante componente em uma rede de distribuição, pois são responsáveis por “conduzir” a energia elétrica. São utilizados condutores de alumínio onde não há corrosão salina (interior do estado) e condutores de cobre onde a corrosão é mais severa (região litorânea do estado).
No interior do estado os cabos a serem utilizados em MT são os de alumínio com alma de aço (CAA) e podem ter as seguintes características:
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Condutores
Na verdade, o que define que tipo de condutor será utilizado nas redes de distribuição Coelce é a área do estado em que o mesmo será instalado.
Esta área é classificada de acordo com a corrosão atmosférica de cada uma.
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Condutores
Com base nessa classificação é que são escolhidos os condutores a serem utilizados, de acordo com a tabela abaixo:
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Condutores de cobre nu - CCN
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Condutores de liga de alumínio - CAL
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Condutores de aço-alumínio e aço-cobre (CAAL e CAC)
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Condutor protegido de alumínio
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Condutor de cobre multiplexado - CM
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Condutor de alumínio multiplexado
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estruturas
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Estruturas
Além das estruturas vistas anteriormente, existem mais outras que são utilizadas na sustentação dos condutores entre os postes e isoladores. Há tanto estruturas para a Média Tensão quanto para a Baixa Tensão.
As estruturas utilizadas em MT são chamadas de estruturas primárias e as utilizadas em BT são as estruturas secundárias. Suas características variam de acordo com a aplicação de cada uma.
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Estruturas primárias
Podem ser estruturas trifásicas, monofásicas ou ainda monofilares (ou MRT – monofásica com retorno por terra). As estruturas trifásicas e monofásicas ainda podem ser subdivididas pelos tipos de cruzetas: cruzeta normal (N); cruzeta meio-beco (M); cruzeta beco (B). Já as monofilares não apresentam necessidade de cruzetas e são designadas pela letra “U”.
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Estruturas
Devido a diversidade de estruturas foram formados códigos para melhorar sua identificação de acordo com o explicado abaixo:
a) primeira letra
	N – estrutura com cruzeta normal
	M – estrutura com cruzeta meio-beco
	B – estrutura com cruzeta beco
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Estruturas
b) segunda letra
	M – indica estruturas monofásicas
c) últimas letras da estrutura
	CF – estruturas com chaves fusíveis
	CS – estruturas com chaves seccionadoras
	PR – estruturas com para-raio
	TM – transformadores monofásicos
	TMB – transformadores monobuchas (MRT)
	TT – transformadores trifásicos
d) estruturas especiais
	RE1 – rural especial em um poste
	RE2 – rural especial em dois postes
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Cruzeta normal
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Cruzeta normal
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Cruzeta meio-beco
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Cruzeta meio-beco
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Cruzeta beco
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Cruzeta beco
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Estruturas monofásicas com cruzetas
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Estruturas trifásicas com cruzetas
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N1
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N2
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127
N3
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N4
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RE1
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RE2
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Estruturas
Note que a diferença entre as cruzetas está exatamente no local onde as mesmas são afixadas no poste, e estas características são aproveitas para diferentes situações.
Cada estrutura (N1, N2, N3, N4, etc.) suporta um ângulo e um vão de cabo de acordo com sua construção.
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132
Estruturas
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133
Estruturas
Da tabela acima podemos concluir, por exemplo, que construindo uma rede de MT trifásica onde seja necessário fazer um ângulo de 20º devemos utilizar uma estrutura do tipo N2, que suporta um vão máximo de 200m desde que seja utilizado um poste com esforço de 300daN e mais um estai.
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134
Exemplo
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135
Estruturas para rede monofilar
As estruturas monofilares, ou MRT (monofásico com retorno por terra), são um caso a parte e têm um padrão de estruturas único. Sua principal característica é que é composto de apenas um fio, e por isso não necessita de cruzetas.
Na Coelce estão dispostas no documento “PE – 035: REDE PRIMÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA RURAL MONOFILAR”
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136
Rede aérea rural monofilar
Nesta rede o condutor padrão a ser utilizado é o fio de aço-alumínio de seção 8 AWG:
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137
Estruturas para rede monofilar
As estruturas serão designadas pela letra U seguidas dos numerais:
1 – Tangente;
2 – Pequena deflexão;
3 – Ancoragem;
4 – Encabeçamento.
Teremos portanto quatro estruturas principais: U1, U2, U3 e U4.
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U1
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139
U2
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140
U3
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141
U3.1
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142
U3.3
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143
U3CF
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144
U4
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145
Estruturas para rede monofilar
O ângulo de deflexão máximo permitido nas estruturas e as condições de estaiamento devem ser de acordo com a tabela abaixo:
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146
Estruturas Secundárias
Estas estruturas sustentam os condutores que saem dos transformadores e são levados até nossas casas e são constituídas por isoladores e armações que os sustentam, além de caixas de proteção e distribuição, alças e laços, etc.
Elas são utilizadas nas redes secundárias de distribuição, com tensão nominal de 380/220V, destinadas ao fornecimento de energia elétrica à unidades consumidoras de baixa tensão.
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147
Redes secundárias
Os condutores utilizados nas redes secundárias são isolados e multiplexados. O padrão antigo permitia a utilização de condutores nus de alumínio. Hoje não mais.
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148
Redes secundárias
Em áreas com utilização de cabos com seção nominal até 25 mm², o vão padrão normal da rede secundária monofásica e trifásica deve ser de 40 metros, e o vão máximo da rede monofásica e trifásica não deve ultrapassar os 45 metros.
Em áreas com utilização de cabos de alumínio acima de 25mm² e cobre até 16mm² o vão padrão normal da rede secundária deve ser de 40 metros e o vão máximo desta rede não deve ultrapassar os 45 metros. Para cabos de cobre acima de 16mm² até 35mm² o vão máximo deve ser de 35 metros.
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149
Estruturas secundárias
As estruturas básicas das redes secundárias de distribuição da Coelce são as seguintes:
a) S1 – estrutura de armação secundária com 1 (um) estribo;
b) S2 – estrutura de armação secundária com 2 (dois) estribos;
c) SPLAÇO – estrutura para laço roldana preformado;
d) SPALÇA – estrutura para alça preformada;
e) SPCXD – estrutura para caixa de derivação;
f) ATER-SP – estrutura de aterramento;
g) SPTR e TR – estruturas de transformação.
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150
Estruturas secundárias
As estruturas S2 e S1 contêm, respectivamente, todos os componentes necessários para a instalação da armação secundária de 2 (dois) ou de 1 (um) estribo, como parafusos, arruelas e isoladores. Devem ser adicionadas a estas estruturas informações sobre o comprimento do parafuso e sobre o material das ferragens (aço ou alumínio). A última letra representa o comprimento do parafuso ou ausência do mesmo, conforme alíneas abaixo:
a) N – 200 mm;
b) A – 250 mm;
c) B – 300 mm;
d) C – sem parafuso (complementar).
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151
EXEMPLO 1: S1N - armação secundária de um estribo com parafuso de 200 mm, em aço carbono;
EXEMPLO 2: S2A - armação secundária de dois estribos com parafuso de 250 mm, em aço carbono;
EXEMPLO 3: S2C – armação secundária de dois estribos sem parafuso, em aço carbono.
Estruturas secundárias
As estruturas SPLAÇO e SPALÇA contêm, respectivamente, todos os componentes necessários para a fixação do neutro dos cabos multiplexados aos isoladores, como laço, alça e abraçadeiras. Logo após o nome da estrutura, SPLAÇO ou SPALÇA, deve ser adicionada a seção nominal do neutro.
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152
EXEMPLO 1: SPLAÇO25 - laço para neutro de alumínio isolado de seção nominal 25 mm2;
EXEMPLO 2: SPALÇA16 - alça para neutro de alumínio isolado de seção nominal 16 mm2;
EXEMPLO 3: SPALÇA50 - alça para neutro de alumínio isolado de seção nominal 50 mm2;
Estruturas secundárias
As estruturas de caixa de derivação SPCXD contêm todos os componentes necessários para fixação da caixa de derivação ao poste e a conexão de seu barramento metálico à rede secundária de distribuição, como conectores perfurantes, abraçadeiras, parafusos, etc.
Logo após o nome da estrutura, deve ser adicionada a informação se a caixa é monofásica – M ou trifásica - T
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153
As estruturas SPTR contêm os materiais necessários para conexão do transformador à rede de secundária de distribuição, como conectores perfurantes, parafusos, cabos, caixa de proteção, disjuntores, chave seccionadora, etc.
Logo após o nome da estrutura, deve ser informado: se o transformador é monofásico ou trifásico, a potência nominal do transformador e o tipo de material das ferragens. Quando o transformador for monofásico deve ser adicionada a letra “M” e quando o transformador for trifásico não é necessário adicionar nenhuma identificação.
Na parte final do nome da estrutura deve ser adicionado o tipo de proteção utilizada. A letra “P” indica a utilização de caixa de proteção com disjuntores termomagnéticos ou fusíveis tipo “NH”. A omissão desta informação indica a utilização de seccionadoras unipolares.
EXEMPLO 1: SPTRM10P - proteção e conexão de transformadores monofásicos de 10 kVA com caixa de proteção em policarbonato e ferragens em aço;
EXEMPLO 2: SPTRA75P - proteção e conexão de transformador trifásico de 75 kVA com caixa de proteção em policarbonato com ferragens em alumínio;
EXEMPLO 3: SPTR225 - proteção e conexão de transformador trifásico de 225 kVA com seccionadora unipolar e ferragens em aço.
Estruturas secundárias
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154
Estruturas secundárias
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155
Secundário Pre-reunido Tangente - SPTG
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156
Secundário Pre-reunido Tangente com Derivação Oposta - SPTO
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157
Secundário Pre-reunido Tangente com Derivação Dupla - SPTD
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158
Secundário Pre-reunido de Ancoragem - SPAN
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159
Secundário Pre-reunido de Encabeçamento - SPEN
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160
Secundário Pre-reunido com Transformador Monofásico de 10 KVA – SPTRM10
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161
Secundário Pre-reunido com Transformador Trifásico de 45 kVA – SPTR45
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162
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163
Simbologia
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164
Todo poste fincado em redes da Coelce são cadastrados geograficamente em um banco de dados que mantém todas as modificações da rede atualizadas. Por isso, sempre que algo é retirado, movido e/ou implantado deve ser incrementado a este banco de dados.
Além das características das estruturas que vimos até o momento (poste, condutor, estruturas, etc.) outro dado importante é o geo-referenciamento – ou seja, a disposição geográfica – da rede como um todo. Para isso são coletadas as coordenadas geográficas de cada poste através de um aparelho GPS.
Deve-se atentar para que as coordenadas estejam em UTM (Universal Traversor Mercator) e com longitude e latitude devidamente informadas. Para tanto há que se conferir no momento da coleta do ponto geográfico se o aparelho utilizado está programado para tal. O mesmo pode estar configurado para coletar os dados em forma polar (graus, minutos e segundos), informação que não é reconhecida pelo banco de dados. Isto pode ser facilmente alterado nas configurações do aparelho GPS.
GPS Garmin etrex
Ligar GPS Garmin etrex
Marcar ponto GPS Garmin etrex
Estruturas especiais
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175
Estruturas Especiais
As estruturas especiais nas redes de distribuição de energia da Coelce estão padronizadas pelo seu PE-034 ESTRUTURAS ESPECIAIS.
Estas estruturas são:
Banco de capacitores;
Banco de reguladores de tensão;
Encontro de alimentadores automatizado;
Transferência automática de carga;
Religador;
Seccionalizador; e
Banco de transformadores.
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176
Terminologia
De acordo com o PE-034, equipamentos especiais são instalados na rede de distribuição aérea de Média Tensão cuja finalidade é regulação, seccionamento ou manobra. Não são considerados equipamentos especiais chaves fusíveis e chaves seccionadoras unipolares.
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177
Banco de capacitores
Nas redes de distribuição são utilizados bancos de capacitores fixos e automáticos conforme Tabela abaixo. O dimensionamento e localização dos bancos de capacitores devem atender aos estudos da Área de Planejamento da Coelce.
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178
Banco de capacitor fixo
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179
Banco de capacitor automático
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180
Banco de regulador de tensão
O regulador de tensão de média tensão é um equipamento instalado em redes de distribuição e subestações que tem por finalidade a manutenção da tensão de saída de um circuito elétrico, mantendo-a constante independente da tensão de entrada.
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181
Banco de regulador de tensão
Nas redes de distribuição são utilizados reguladores de tensão monofásicos, formando bancos de dois reguladores com ligação em delta aberto ou três reguladores com ligação em delta fechado. O dimensionamento e localização dos bancos de reguladores de tensão devem atender aos estudos da Área de Planejamento da Coelce.
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182
Banco de regulador de tensão
Regulador de tensão por degraus, tipo A – Regulador de excitação variável cujo enrolamento paralelo está conectado diretamente ao circuito primário. O enrolamento série está conectado ao
enrolamento paralelo e, por meio das derivações, ao circuito regulado.
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183
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184
Banco de regulador de tensão
Regulador de tensão por degraus, tipo B – Regulador de excitação constante cujo enrolamento paralelo está conectado diretamente ao circuito regulado. O enrolamento série esta conectado ao enrolamento paralelo e, que por sua vez, está conectado ao circuito regulado.
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185
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186
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187
Banco de regulador de tensão
Os bancos com dois ou três reguladores de tensão monofásicos de 100A devem sempre ser montados diretamente no poste.
Os bancos com três reguladores de tensão monofásicos de 200A e 300A devem sempre ser montados em estrutura tipo H, em viga metálica.
Os bancos com dois reguladores de tensão monofásicos de 200A e 300A também devem ser montados em estrutura tipo H, em viga metálica, ficando a estrutura adequada para uma possível ampliação do banco.
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188
Banco de regulador de tensão delta aberto fixado em poste
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189
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190
Banco de regulador de tensão delta fechado fixação em poste
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191
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192
Banco de regulador de tensão delta aberto em vigas metálicas
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193
Banco de regulador de tensão delta fechado em vigas metálicas
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194
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195
Encontro de alimentadores automatizado
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196
Transferência Automática de Carga
A estrutura para transferência de carga tem a finalidade de transferir de um alimentador principal para um alimentador alternativo a alimentação de uma determinada carga. A estrutura é composta de 2 chaves seccionadoras tripolar, 15kV, 400A, um controle eletrônico de transferência de carga e dois conjuntos de 3 TP´s.
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197
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198
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199
Religadores
As falhas no sistema de distribuição podem ser classificadas como permanentes ou transitórias. As falhas permanentes são aquelas irreversíveis espontaneamente, as quais provocam a abertura definitiva dos equipamentos de proteção (disjuntores, religadores, chaves fusíveis), necessitando da intervenção da manutenção. As falhas temporárias ou fortuitas, são aquelas que ocorrem e logo desaparecem, sem deixar defeito na rede não provocando a abertura definitiva de equipamentos de proteção. As causas mais comuns que provocam defeitos na rede de distribuição, temporários ou não, são: 
Contaminação do isolador por poeira, fuligem, etc.
Umidade
Agressão salina
Galhos de árvore
Pássaros
Ventos fortes
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200
Religadores
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201
Religadores
O Religador de Tensão é um equipamento de proteção ou manobra utilizado em subestações ou em alimentadores, com um número pré-ajustado de abertura e fechamento simultâneo das três fases e tem como objetivo de proteger o circuito contra defeitos transitórios ou permanentes, permitindo assim uma coordenação maior para o sistema, isolando somente o trecho defeituoso.
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202
Religadores
Os Religadores de Tensão monitoram permanentemente através de Tc’s e Tp`s, as correntes e/ou tensões e interrompem automaticamente as três fases do circuito de distribuição que está protegendo, quando valores excedem o limite mínimo ajustado. Religa automaticamente normalizando o serviço se a falta é temporária. Se a falta for permanente, o religador bloqueia após uma, duas, três ou quatro aberturas, conforme programação. Uma vez bloqueado, o religador deverá ser fechado através de comandos remoto ou local a fim de normalizar o serviço (após corrigir a falta). Se a falta for temporária e desaparecer antes do bloqueio, o religador é rearmado automaticamente para outras seqüências de operação.
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203
Gráfico de atuação do religador
Sequência de atuação no Defeito Permanente
I curto
I carga
Curva 1
Curva 2
Curva 3
Curva 4
Primeiro 
tempo de 
Religamento
Segundo 
Tempo de 
Religamento
Terceiro 
Tempo de 
Religamento
Religador Aberto : Término do Processo
204
204
Gráfico de atuação do religador
Seqüência de atuação no Defeito Transitório
I curto
I carga
Curva 1
Curva 2
Curva 3
Religador Normalizado : Processo de Atuação Interrompido
Primeiro 
tempo de 
Religamento
Segundo
tempo de 
Religamento
Terceiro 
Tempo de 
Religamento
205
205
Simulação : Processo de Funcionamento
Religador
4 operações
 GN3E
3 contagem
C1
C3
C2
C4
C5
C7
C6
206
206
Primeira 
 Operação
Ciclo de Operação: Religador x GN3E
Gráfico do Ciclo de Operação do Religador
Gráfico do Ciclo de Operação da Chave
Segunda 
 Operação
Terceira 
Operação
Primeira 
 Religamento
Segundo 
 Religamento
Primeira 
 Contagem
Segunda 
Contagem
Terceira 
 Operação
Terceiro 
 Religamento
207
Religador
Para extinguir os arcos elétricos inerentes às operações de chaveamento de circuitos em carga ou curto-circuito, os religadores usam mecanismos e meios de interrupção similares aos disjuntores. Os meios de interrupção mais comuns são: óleo isolante; câmara de vácuo; gás (SF6). Na atualidade, este último é o mais empregado.
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208
Religador
Para se especificar corretamente um religador, os seguintes pontos devem ser observados:
• Tensão nominal: Igual ou superior a tensão máxima entre fases (tensão composta ou de linha) do circuito no qual vai ser ligado;
• Corrente nominal: Deverá ser maior do que a corrente de carga máxima do circuito multiplicada pelo fator de crescimento ou de transferência de carga (corrente de operação do sistema);
• Capacidade de interrupção: Igual ou maior do que a corrente de curto-circuito máxima, valor assimétrico, no ponto de instalação;
• NBI: Compatível com a classe de tensão do circuito que vai ser ligado.
• Correntes e curvas de atuação ajustáveis (ajustes): Devem permitir coordenação e/ou seletividade com outros equipamentos de proteção a montante e a jusante.
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209
Religador KFE
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210
Religador
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211
Seccionalizador
Os seccionalizadores são dispositivos projetados para operarem em conjunto com um religador, ou com um disjuntor comandado por relés de sobrecorrente dotados da função de religamento. Portanto, devem ser ligados a jusante destes equipamentos.
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212
Seccionalizador
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213
Seccionalizador
Mecanicamente, se comportam como chaves de manobras automáticas projetadas para aberturas ou fechamentos, com carga (possuem meios de interrupção de arco: SF6 , câmara de vácuo), no local ou remotamente (através de unidades remotas interligadas por sistemas de comunicação). Não possuem capacidade de interrupção de correntes de curtos-circuitos. As interrupções destas correntes são feitas pelo religador ou disjuntor de retaguarda, comandado por relés
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214
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215
Seccionalizador
A função de proteção realizada pelo seccionalizador se desenvolve de forma bastante simples e criativa. Isto é, a cada vez que o interruptor de retaguarda efetua um disparo ou abertura (desligamento do circuito), interrompendo a corrente de falta, o seccionalizador “conta” a interrupção; após atingir o número de contagens previamente ajustado (uma, duas ou, no máximo, três), o seccionalizador abre os seus contatos, sempre com o circuito desenergizado pelo interruptor de retaguarda, isolando o trecho defeituoso sob sua proteção, do restante do sistema.
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216
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217
Banco de transformadores
Deve ser utilizado para atendimento a Prédios de Múltiplas Unidades Consumidoras, nas situações em que a subestação deve ser aérea, em poste único, e com potência superior a 300kVA e menor ou igual a 600kVA. A montagem deve ser com dois transformadores de 225kVA ou dois de 300kVA.
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218
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219
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220
Cálculo de queda de tensão
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221
Queda de tensão em BT
De acordo com o Critério de Projeto de Rede de Distribuição Aérea de Média e Baixa Tensão da Coelce – CP-001, a queda de tensão aceita em um rede secundária é de 5,6%.
Portanto:
380V * 5,6% = 21,3V, para fase-fase; e
220V * 5,6% = 12,3V, para fase-neutro.
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222
Este mesmo documento indica como deve ser feito o cálculo do coeficiente de queda de tensão baseado em % de KVAx100m.
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223
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224
Há dois métodos para obter-se a carga em cada trecho:
Processo por medição
Processo estimativo
No primeiro faz-se necessário dispositivos de medição.
No segundo faz-se apenas estimativas com base em tabelas do próprio CP-001.
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225
O processo estimativo para cálculo das demandas de consumidores residenciais e não residenciais, de baixa tensão deve ser conforme a seguir:
Consumidores Residenciais: para a estimativa da demanda dos consumidores residenciais devem ser adotados os valores individuais de demanda diversificada em kVA, correlacionando o número e o nível de consumidores no circuito, de acordo com a Tabela 17.
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226
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227
Consumidores não Residenciais: para a estimativa da demanda dos consumidores não residenciais podem ser utilizados dois métodos, conforme disponibilidade de dados existentes:
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228
1º Método: a estimativa dos valores da demanda para consumidores em função da carga total instalada, ramo de atividade e simultaneidade de utilização dessas cargas, deve ser determinado como se segue:
DCnr = demanda dos consumidores não residenciais;
CInst = Carga Instalada em kW;
Fd = Fator de Demanda típico, conforme Tabela 29;
Fp = Fator de Potência
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229
2º Método: A estimativa da demanda deve ser realizada com base no consumo extraído dos dados de faturamento. É prudente que se tome a média do consumo dos consumidores num período de tempo de 3 (três) meses. O cálculo deve ser realizado conforme fórmula:
Onde:
CM = Consumo Médio do consumidor em kWh;
Fc = Fator de Carga Típico, de acordo com a Tabela 29.
Fp = Fator de Potência
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230
Exercício 01
Calcule as quedas de tensão nos circuitos do transformador MT3060 da figura abaixo:
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231
Resposta
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232
Exercício 02
Calcule as quedas de tensão nos circuitos do transformador MT5003 da figura abaixo:
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233
Resposta
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234
Queda de tensão em MT
O cálculo de queda de tensão em um alimentador de MT, de acordo com o CP-001 da Coelce deve seguir o preenchimento da tabela do Anexo E do mesmo documento.
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235
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236
Fatores típicos de carga
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237
Classificação das cargas
As cargas dos consumidores supridos por um sistema de potência têm várias características que lhe são comuns, tais como:
Localização geográfica;
Finalidade a que se destina a energia fornecida;
Dependência da energia elétrica;
Perturbações causadas pela carga ao sistema;
Tarifação;
Tensão de fornecimento, etc.
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238
Cargas – Localização geográfica
Podem ser classificadas como urbanas, suburbanas ou rurais.
Na Coelce há a distinção entre zonas:
RDR  Rede de Distribuição Rural;
RDU  Rede de Distribuição Urbana.
A primeira tem como características consumidores residenciais e agroindustriais.
A urbana caracteriza-se pela presença de consumidores comerciais e apenas com um crescimento vegetativo.
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239
Carga de um alimentador rural
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240
Carga de um alimentador urbano
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241
Cargas – tipo de utilização
A finalidade para a qual o usuário consome energia elétrica pode servir de critério para a classificação das cargas:
Cargas residenciais;
Comerciais de iluminação e condicionamento de ar em prédios, lojas, edifícios de escritórios, etc.
Cargas industriais trifásicas com predomínio de motores;
Cargas rurais de agroindústrias, irrigação, etc;
Cargas municipais e governamentais;
Cargas de iluminação pública.
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242
Cargas – dependência de energia
Quanto a dependência de energia elétrica as cargas podem ser classificadas como:
Sensíveis: necessitam de energia ininterruptamente e a sua interrupção pode ocasionar grandes prejuízos e até morte(s).
Semi-sensíveis: interrupções de pelo menos até 10 minutos não acarretam danos ou prejuízos, mas faltas de maior duração sim.
Normais: a interrupção do fornecimento não acarretará prejuízos senão os inconvenientes da falta de energia elétrica em atividades simples do cotidiano.
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243
Cargas – efeitos no sistema
Quanto ao efeito as cargas podem ser:
Transitórias cíclicas;
Transitórias acíclicas;
Contínuas.
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244
Cargas – tarifação 
Outro critério para classificação das cargas é o da classe tarifária. De acordo com a Resolução 414/2010 da ANEEL, temos:
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245
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poder Público
Iluminação Pública
Serviço Público
Consumo Próprio
Cargas – tensão de fornecimento
Unidades consumidoras com cargas maiores que 75kW são reguladas pela NT-002 da Coelce e atendidas em tensão primária de fornecimento.
A NT-001/2008 da Coelce especifica que:
Para cargas instaladas de até 10kW a ligação é monofásica (220V);
Para cargas instaladas de até 20kW a ligação é bifásica (380/220V)
Para cargas instaladas de até 75kW a ligação é trifásica (380/220V)
Este consumidores são classificados pela 414/2010 da ANEEL como grupo B.
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246
grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV
Cargas – tensão de fornecimento
Instalações com cargas instaladas maiores que 75kW são atendidas em tensão primária de fornecimento e regidas pela NT-002 da Coelce.
A 414/2010 da ANEEL classifica estas cargas com grupo A:
“grupamento composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão igual ou superior a 2,3 kV ”
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247
Cargas – tensão de fornecimento
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248
Fatores típicos de cargas
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249
Demanda
A 414/2010 da ANEEL define demanda como: “média das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas ao sistema elétrico pela parcela da carga instalada em operação na unidade consumidora, durante um intervalo de tempo especificado, expressa em quilowatts (kW) e quilovolt-ampère-reativo (kvar), respectivamente ”.
Pode-se afirmar mais simplificadamente que “a demanda de uma instalação é a carga nos terminais receptores tomada em valor médio num determinado intervalo de tempo”.
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250
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251
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252
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253
Exemplo
Um consumidor industrial tem uma carga que apresenta demanda instantânea de 20kW, que se mantém constante durante dois minutos, ao fim dos quais passa bruscamente para 30kW, mantém-se constante durante dois minutos, ao fim dos quais passa bruscamente para 30kW, mantém-se constante durante dois minutos e assim continua de 10 em 10kW até atingir 70 kW, quando se mantém constante por dois minutos ao fim dos quais cai abruptamente para 20kW e repete o ciclo. Determine:
A demanda dessa carga com intervalos de demanda de 10, 15 e 30 minutos.
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254
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255
Demanda máxima
É a maior de todas as demandas que ocorreram num período especificado de tempo.
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256
Diversidade da carga
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257
Em um alimentador a demanda de vários conjuntos de cargas apresentam diversidade de utilização da rede Isso significa que nem sempre (ou quase nunca) todas as cargas apresentarão demanda máxima no mesmo instante
Conhecer a demanda máxima de uma rede é essencial para calcular a queda de tensão e aquecimento na rede
Demanda diversificada máxima
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258
EXEMPLO
HORÁRIO
CARGA 01 (kW)
CARGA 02 (kW)
CARGA 03 (kW)
CONJUNTO
12:00:00
518
428
554
12:10:00
514
426
551
12:20:00
514
427
546
12:30:00
515
425
541
12:40:00
504
422
540
12:50:00
508
422
539
13:00:00
503
419
534
13:10:00
504
416
535
13:20:00
502
418
533
13:30:00
509
424
543
13:40:00
502
416
538
13:50:00
501
414
536
14:00:00
507
419
542
14:10:00
509
422
547
14:20:00
504
415
540
14:30:00
515
429
560
14:40:00
512
427
559
14:50:00
515
428
562
15:00:00
517
429
564
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259
A curva de carga
As demandas máximas individuais
A demanda máxima do conjunto
Para a curva de demanda da tabela a seguir identifique:
A curva de carga
As demandas máximas individuais
A demanda máxima do conjunto
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260
Demanda diversificada unitária
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261
Determine a demanda unitária do exemplo anterior para t=13h
Fator de diversidade
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262
Determine o fator de diversidade do exemplo anterior para t=13h
Fator de coincidência
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263
Fator de contribuição
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264
Demanda máxima de um conjunto de cargas
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265
Exercício
Um sistema elétrico de potência supre uma pequena cidade que conta com três alimentadores que atendem, respectivamente, cargas industriais, residenciais e de iluminação pública. A curva diária de demanda é dada a seguir. Identifique:
A curva de varga dos três circuitos e do conjunto;
As demandas máximas individuais;
A demanda diversificada máxima;
O fator de contribuição dos três tipos de consumidores para a demanda máxima do conjunto.
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266
Hora do dia
Iluminação pública
Carga residencial
Carga industrial
Hora do dia
Iluminação pública
Carga residencial
Carga industrial
0-1
50
70
200
12-13
0
130
900
1-2
50
70
200
13-14
0
90
1100
2-3
50
70
200
14-15
0
80
1100
3-4
50
70
350
15-16
0
80
1000
4-5
50
80
400
16-17
0
100
800
5-6
0
95
500
17-18
0
420
400
6-7
0
90
700
18-19
50
1450
400
7-8
0
85
1000
19-20
50
1200
50
8-9
0
85
1000
20-21
50
1000
300
9-10
0
85
1000
21-22
50
700
200
10-11
0
95
900
22-23
50
200
200
12-12
0
100
600
23-24
50
50
200
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267
Fator de demanda
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268
Exercício
As potências instaladas, em kW, para os consumidores do exercício anterior são:
Iluminação pública: 50kW;
Cons. Residenciais: 2500kW;
Com. Industriais: 1600kW;
Calcule os fatores de demanda individuais dos consumidores e do conjunto.
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269
Fator de carga
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270
Exercício
Calcule o fator de demanda e o fator de carga para as duas curvas de cargas abaixo, sabendo que ambas têm potência instalada de 80kW e demanda média de 5kW:
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271
Exercício
Calcule fator de demanda e de carga para a curva abaixo:
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272
Exercício
Calcule o fator de carga diário dos três tipos de consumidores do exercício anterior
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273
Hora do dia
Iluminação pública
Carga residencial
Carga industrial
Hora do dia
Iluminação pública
Carga residencial
Carga industrial
0-1
50
70
200
12-13
0
130
900
1-2
50
70
200
13-14
0
90
1100
2-3
50
70
200
14-15
0
80
1100
3-4
50
70
350
15-16
0
80
1000
4-5
50
80
400
16-17
0
100
800
5-6
0
95
500
17-18
0
420
400
6-7
0
90
700
18-19
50
1450
400
7-8
0
85
1000
19-20
50
1200
50
8-9
0
85
1000
20-21
50
1000
300
9-10
0
85
1000
21-22
50
700
200
10-11
0
95
900
22-23
50
200
200
12-12
0
100
600
23-24
50
50
200
Fator de utilização
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274
Exemplo 
Supondo que a capacidade instalada do alimentador abaixo é de 1,2MVA, calcule o seu fator de utilização:
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275
Exercício
Para o histórico de consumo abaixo calcule, para cada mês:
Fator de demanda para uma caga instalada de 250kW;
Fator de carga; e
Fator de utilização para uma capacidade instalada de 450kW.
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276
Fator de perdas
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277
Exemplo
Um alimentador trifásico, operando na tensão nominal de 13,8kV, com cabo AWG CAA1/0, 10km de comprimento, tem a seguinte curva de carga:
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278
Calcule o fator de perdas e a energia dissipada na linha.
Dado: RCAA1/0=0,5243Ω/km
Exercício
Considere o layout da indústria da figura a seguir:
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279
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280
Iluminação pública
NT-007
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281
NT-007: objetivo
Estabelecer regras e recomendações para a realização dos serviços de elaboração de projetos, construção, expansão, operação e manutenção das instalações de iluminação pública dos Municípios, executadas pelas Prefeituras Municipais.
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282
Responsabilidades
A Coelce é a responsável pelos seguintes itens:
a) Instalação dos equipamentos de medição;
b) Análise e aprovação de projetos de Iluminação Pública;
c) Homologação de relés foto-eletrônicos instalados nas luminárias;
d) Homologação de materiais que farão parte do acervo em serviço da Coelce: transformadores, postes, condutores, ferragens e conectores.
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283
Responsabilidades
A Prefeitura é a responsável pelos seguintes itens:
a) Manutenção e operação das instalações de iluminação pública de acervo da mesma. Neste caso a tarifa aplicada é a do tipo B4a, na qual não está incluso o serviço de manutenção, sendo a responsabilidade técnica e financeira atribuída à Prefeitura;
b) A energia elétrica consumida pelos equipamentos auxiliares de IP deve ser calculada com base na norma da ABNT ou em ensaios realizados em laboratórios credenciados por órgãos oficiais, compactuados entre as partes;
c) Elaboração do projeto para execução dos serviços de iluminação pública;
d) Dar a anuência aos projetos elaborados por empresas contratadas por esta, para serem analisados pela área Engenharia de Rede MT/BT - CE;
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284
Responsabilidades
e) Obras de iluminação pública, quer sejam de construção, expansão e manutenção são de responsabilidade financeira da Prefeitura ou de quem tenha recebido desta, a delegação para prestar tais serviços, conforme Norma Técnica NT-009 e Resolução Normativa ANEEL Nº 414;
f) A instalação do padrão de medição, caixas de medição e dispositivos de proteção para as instalações de iluminação pública, são de responsabilidade da Prefeitura;
g) Cumprir o estabelecido no Acordo Operativo.
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285
Terminologias
Condutor Multiplexado (Pré-reunido):
Cabo formado por 1 (um), 2 (dois) ou 3 (três) condutores isolados, utilizados como condutores fase, dispostos helicoidalmente em torno de um condutor neutro de sustentação, constituído normalmente de material diferente do condutor fase, de maneira que possua mais resistência mecânica para sustentar os outros condutores.
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286
Terminologias
Circuito Exclusivo de IP: Circuito de baixa tensão utilizado exclusivamente para o fornecimento de energia elétrica de iluminação pública.
Lâmpada a Vapor de Mercúrio: São lâmpadas que utilizam o princípio de descarga através do vapor de mercúrio. É utilizada em espaços públicos onde haja necessidade de distinção de cores.
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287
Terminologias
Lâmpada a Vapor de Sódio: São lâmpadas que utilizam o princípio de descarga através do vapor de sódio. É utilizada em espaços públicos que não haja necessidade de distinção de cores.
Lâmpada a Vapor Metálico (Halogenetos): Lâmpada de descarga, de alta intensidade, na qual a maior parte da luz é produzida por uma mistura de vapor metálico, halogenetos metálicos e os produtores de dissociação desses halogenetos metálicos. É utilizada em espaços públicos onde haja necessidade de distinção de cores, possuindo melhor desempenho que as lâmpadas de vapor de mercúrio.
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288
Terminologias 
Luminária
Aparelho que distribui, filtra ou transforma a luz emitida por uma ou
mais lâmpadas e que compreende, com exceção das próprias lâmpadas, todas as partes necessárias para sustentar, fixar e proteger as lâmpadas e, quando necessário, circuitos auxiliares, bem como os meios para ligá-las à rede de distribuição ou nos circuitos de iluminação pública.
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289
Terminologias 
Reator: Equipamento auxiliar, ligado entre a rede de distribuição e a lâmpada, com a finalidade de limitar a corrente ao seu valor especificado.
Relé Foto-eletrônico: Equipamento elétrico que comanda uma carga pela variação do fluxo luminoso (em geral, da “luz do dia”), incidente em seu sensor fotoeletrônico, podendo ter contatos normalmente abertos (NA) ou normalmente fechados (NF).
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290
Condutores
O condutor das instalações de iluminação pública atendidos por circuito exclusivo, deve ser do tipo multiplexado, auto-sustentado pelo condutor neutro isolado, com material isolante em XLPE 90 °C, classe de tensão 0,6/1kV
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291
Luminárias
As luminárias devem atender integralmente aos desenhos 600.40 e 600.50 do PM-01 da Coelce e possuir as características técnicas básicas descritas abaixo:
Devem ser fechadas, com grau de proteção IP 65, com equipamentos auxiliares incorporados, e com difusor em policarbonato transparente resistente ao impacto e aos raios ultravioletas;
O corpo da luminária deve ser em alumínio fundido ou injetado, com espessura mínima de 2mm. Os demais materiais metálicos devem ser resistentes à corrosão, como: aço inox, alumínio, bronze, latão, etc;
A luminária com comando individual deve possuir base para relé foto-eletrônico;
A luminária deve possuir alojamento cilíndrico para fixação no braço metálico.
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292
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293
Lâmpadas
Devem ser do tipo Vapor de Sódio de Alta Pressão, Vapor de Mercúrio e Vapor Metálico nas potências apresentadas:
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294
Não é permitido o uso de lâmpadas incandescentes, halógenas e fluorescentes. Qualquer outro tipo de lâmpada deve ser submetido à aceitação por parte da Coelce
Braços de Luminárias
Os braços de fixação das luminárias utilizados na rede de distribuição da Coelce devem possuir as características definidas no Desenho 608.10 do PM-01 da Coelce, conforme Tabela
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295
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296
Braços de luminárias
Deve ser mantida a distância mínima de segurança de 150mm entre o braço de fixação e os condutores de baixa tensão.
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297
Relé fotoeletrônico
A base de montagem deve ser de material eletricamente isolante e fixada de forma que permita a sua remoção sem ser danificada.
Os contatos de encaixe devem ser de latão, estanhados em processo eletrolítico e fixados rigidamente à base de montagem.
A tampa deve ser de material eletricamente isolante, estabilizado contra efeito de radiação ultravioleta e resistente ao impacto e às intempéries.
Quando a luminária não possuir base para relé foto-eletrônico, este deve ser fixado em uma base, conforme o Desenho 604.02 do PM-01 da Coelce.
Os relés foto-eletrônicos do tipo NF devem ser do tipo que mantêm a lâmpada desligada caso ocorra falha no mesmo (Fail Off).
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298
Relé fotoeletrônico
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299
Gráf3
	6
	15
	16
	63
Natureza do curto-circuito em %
Plan1
	Natureza do curto-circuito em %
	3Ф	2Ф	2Ф-Terra	1Ф-Terra
	6	15	16	63
	
	Curto-circuito 1Ф-terra em %
	Permanente	Temporário
Plan1
	0
	0
	0
	0
Natureza do curto-circuito em %
Plan2
	
Plan3
	
Gráf4
	4
	96
Curto-circuito 1Ф-terra em %
Plan1
	Natureza do curto-circuito em %
	3Ф	2Ф	2Ф-Terra	1Ф-Terra
	6	15	16	63
	
	Curto-circuito 1Ф-terra em %
	Permanente	Temporário
	4	96
Plan1
	0
	0
Curto-circuito 1Ф-terra em %
Plan2
	
Plan3
	
Plan1
	TRECHO	CARGAS	CONDUTOR	QUEDA DE TENSÃO
	Desig.	Comprimento	Distribuída no Trecho	Acumulada no Final do Trecho	Total	Unitária	No Trecho	Total
	A	B	C	D	E	F	G	H	I
	/100m	KVA	KVA	(C/2 +D)*B	mm²	% (constante do cabo)	% (G*E)	%	AM25M	0.52700000000000002
					AM25	8.7999999999999995E-2
					AM50	0.05
					AM95	2.7E-2
					AM150	1.9E-2
					CM16M	0.55700000000000005
					CM16	9.4E-2
					CM35	4.3999999999999997E-2
					CM70	2.4E-2
					CM95	1.7999999999999999E-2
				
				
				
				
				
Plan1
	TRECHO	CARGAS	CONDUTOR	QUEDA DE TENSÃO
	Desig.	Comprimento	Distribuída no Trecho	Acumulada no Final do Trecho	Total	Unitária	No Trecho	Total
	A	B	C	D	E	F	G	H	I
	/100m	KVA	KVA	(C/2 +D)*B	mm²	% (constante do cabo)	% (G*E)	%	AM25M	0.52700000000000002
					AM25	8.7999999999999995E-2
					AM50	0.05
					AM95	2.7E-2
					AM150	1.9E-2
					CM16M	0.55700000000000005
					CM16	9.4E-2
					CM35	4.3999999999999997E-2
					CM70	2.4E-2
					CM95	1.7999999999999999E-2
				
				
				
				
				
Plan1
	TRECHO	CARGAS	CONDUTOR	QUEDA DE TENSÃO
	Desig.	Comprimento	Distribuída no Trecho	Acumulada no Final do Trecho	Total	Unitária	No Trecho	Total
	A	B	C	D	E	F	G	H	I
	/100m	KVA	KVA	(C/2 +D)*B	mm²	% (constante do cabo)	% (G*E)	%	AM25M	0.52700000000000002
					AM25	8.7999999999999995E-2
					AM50	0.05
					AM95	2.7E-2
					AM150	1.9E-2
					CM16M	0.55700000000000005
					CM16	9.4E-2
					CM35	4.3999999999999997E-2
					CM70	2.4E-2
					CM95	1.7999999999999999E-2

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