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Transmissão de Energia Elétrica I Estudo Mecânico Prof. TARCÍSIO DA S. LESSA Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 2 de 52 Índice assunto pág 1) Roteiro da evolução de uma LT 04 1.1) Trabalhos iniciais 04 1.2) Projeto básico 04 1.3) Serviços de campo 05 1.4) Projeto executivo 05 1.5) Como construído (As built) 05 2) Cálculo mecânico dos cabos condutores 06 2.1) Comportamento dos cabos em vãos isolados e nivelados 06 a) Tracionamento horizontal 06 b) Cálculo das flechas 07 c) Comprimento dos cabos 08 d) Equação da mudança de estado 09 d.1) Efeito da variação de temperatura 09 d.2) Efeito da variação simultânea da temperatura e da carga de vento 13 e) Cálculo de carga de vento sobre o condutor 15 f) Características dos cabos 18 f.1) Características construtivas 18 f.2) Características elásticas 19 g) Cálculo dos alongamentos dos cabos 22 g.1) Devido a mudança do modulo da elasticidade 22 g.2) Alongamento devido a fluência (Creep) 25 2.2) Vãos contínuos e nivelados 28 2.3) Vãos desnivelados 28 2.4) Hipóteses de carga 29 3) Locação das estruturas 30 3.1) Confecção dos gabaritos 30 a) Vãos equivalentes 30 b) Vão básico (Vb) 30 3.2) Condição regente 31 Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 3 de 52 4) Cálculo da largura da faixa de segurança 33 4.1) Projeção horizontal da flecha 34 4.2) Projeção horizontal da cadeia 35 5) Esforços nas estruturas 39 5.1) Cargas atuantes 39 a) Verticais 39 b) Horizontais 39 b.1) Transversais 39 b.2) Longitudinais 39 5.2) Expressões 41 5.3) Dimensionamento de estruturas 42 6) Cálculo de ampacidade das LTs 45 6.1) Calor de absorção solar 45 6.2) Calor de radiação 45 6.3) Calor de convecção 46 a) Convecção forçada 46 b) Convecção natural (sem vento) 48 6.4) Calor devido ao efeito Joule e ampacidade 48 Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 4 de 52 1) ROTEIRO DA EVOLUCAO DE UM PROJETO DE LT 1.1) Trabalhos iniciais A decisão de construção de uma LT resulta dos estudos de planejamento visando o desenvolvimento do sistema elétrico, seja para atender as previsões do mercado consumidor, seja para interligá-lo a outros sistemas elétricos a fim de permitir intercambio de energia e aumentar assim a reserva e a confiabilidade do conjunto. São fornecidos pela concessionária os nomes e a localização das SE's inicial e final (e intermediários se houver), a potencia a ser transmitida, o num de circuitos e a tensão nominal. Com estes dados e mapas da região a ser atravessada, escolhe-se um traçado preliminar. 1.2) Projeto básico Nesta fase são executados os estudos que permitirão a definição dos critérios de proj da LT: ➢ Caracterização geomorfológica da região (estudo do relevo tendo em vista a estrutura geológica, a natureza das rochas e a influencia do clima e da vegetação); ➢ Programa preliminar de investigação de solos; ➢ Escolha do traçado definitivo (após análise de informações e visitas ao local); ➢ Coleta de informações meteorológicas referentes a região onde se situa a LT, especialmente no que se refere a valor Maximo do vento; ➢ Definição dos critérios elétricos e mecânicos para projeto; ➢ Seleção preliminar dos tipos e bitolas de condutores a serem cotados; ➢ Definição dos parâmetros de solo e metodologia para dimensionamento das fundações; ➢ Seleção integrada de tipos de estruturas e fundações, cadeias de isoladores, condutores, cabos, pára-raios, e faixa de servidão; ➢ Analise de possibilidade de ocorrência de vibrações prejudiciais aos cabos; ➢ Definição de serie de estruturas; ➢ Montagem das hipóteses de carga a serem usadas no dimensionamento e ensaios das estruturas; ➢ Definição da serie de fundações; Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 5 de 52 ➢ Definição dos esquemas básicos para aterramento das estruturas. 1.3) Serviços de campo ➢ Levantamento topográfico do eixo da LT e preparo da planta do traçado definitivo e dos elementos de perfil e planta; ➢ Coleta de informações detalhadas do solo para permitir a escolha do tipo de fundações mais adequada a cada estrutura; ➢ Medição da resistividade do solo; ➢ Levantamento dos dados necessários a elaboração dos projetos de travessia. 1.4) Projeto executivo ➢ Locação das estruturas; ➢ Preparo dos gabaritos das catenárias a serem usados na locação; ➢ Calculo dos esforços nas estruturas em função do vão de vento, angulo da linha e vão de peso; ➢ Orçamento das estruturas para composição das alternativas; ➢ Preparo de especificação de serviço de campo, topografia, sondagem e medição de resistividade do solo; ➢ Execução dos desenhos necessários a construção e montagem da LT (fundações, sinalização, aterramento, cadeiras, transposição de fases); ➢ Lista de construção; ➢ Lista de material, desenhos e memorial de cálculo; ➢ Aprovação dos desenhos de fabricantes e acompanhamento de ensaios de projeto; ➢ Tabela de esticamento de cabos. 1.5) Como construído (As built) A revisão do projeto deve incorporar todas as modificações feitas durante a construção. Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 6 de 52 2) CÁLCULO MECÂNICO DOS CABOS CONDUTORES 2.1) Comportamento dos cabos em vãos isolados e nivelados a) Tracionamento horizontal S = comp.do vão T sen α’= W S’ F = flecha= f (vão, temp., T) T cos α’= T0 W = peso unitário do cond.(Kgf/m) tg α’= WS’ → α’ = tgˉ¹ WS’ α’ = ang. de T com a horizontal T0 T0 M = ponto qualquer da cuva. OM = s’= parte do cond. S’W = peso do cond. no trecho OM T0 = tração no ponto O T = tração no ponto M Caso seja considerado um trecho OB = S/2: T é a reação da estrutura ao sistema de forças atuantes T0 e SW . 2 No ponto O, α’=0 T=T0 (valor mínimo de T) No ponto B ou A : • α’= α =arc tg SW 2T0 • T= T0_ (valor máx. de T) cos αT0 é constante ao longo do cabo. A variação de T0 para T é pequena conforme poderá ser verificado no exemplo a seguir: f T 0 O x M T α ` A B S y S’w T T 0 - T S’W 2 α Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 7 de 52 Exemplo: Um condutor é lançado com T= 914 Kgf em um vão de 250m. Sabendo-se que o condutor é o LINNET, determine o valor de T0. OBS: W = 0,69 Kgf/m tg α = SW = 0,69.250 → sen α = 86,05 T = T0___ 2T0 2T0 cos α T0 cos α 914 cos α = T0 sen α = _86,05 __ → α = 5,4° → T0 = 910Kgf cos α 914 cos α Desta forma concluímos que o tracionamento horizontal é bem próximo a 914Kgf. b) Cálculo das flechas _________ Sabemos que: tg α’ = SW = dy = z → dz = Wds = W √ dx² + dy² → T0 dx T0 T0 ________ ______ → dz = W √ dx² + dy² = W √ 1 + z² → dz___ = W dx → dx T0 dx T0 √1 + z² T0 ______ ______ → ln (± z + √ 1 + z² ) = ± W x → + z + √ 1 + z² = e (1) T0 ______ - z + √ 1 + z² = e (2) (1) - (2) → z = e - e = sen h ( ) 2 z = dy → y = T0 [ cos h ( ) -1] Eq. da catenária da flecha dx W No meio do vão: x = S∕2 → y = f = T0 (cos h S -1) W W x T0 -W x T0 +W x T0 -W x T0 __X___ T0 W __X___ T0 W 2 T0 W Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 8 de 52 De maneira aproximada: cos h x = 1 + x² + x4 + ... c 2c² 4c4 Utilizando os 2 primeiros termos: f = T0 ( 1 + S²/4 - 1 ) → W 2( )² → f = S²W 8T0 que é a eq. da parábola (da flecha). Exemplo: Calcular a flecha de um vão de 250m, condutor LINNET, T0 = 910 kgf/m W = 0,69 Kgf/m Fórmula da catenária: f = 910 [cos h 250 -1 ] = 5,914m. 0,69 2 x 910__ 0, 69 Fórmula da parábola: f = 250² x 0,69 = 5,91m. 8 x 910 A escolha de um método ou outro depende da relação entre T0, W e S. Quanto menor for a relação T0/W, maior será o erro. Quanto maior for o vão, maior será o erro. c) Comprimento do cabo Comp. do arco: L1 = ∫ (1+ dy )½ dx → dy = sen h x → dx dx c → cos h x = (1 + sen h x ) ½ → L1 = ∫ cos h x dx = c sen h x c c c c Considerando o vão inteiro: x = S/2 c = T0 /W L = 2 L1 L = 2 T0 sen h _S_ eq. de comp. da catenária W 2 T0 W T0 W Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 9 de 52 De maneira aproximada: L = 2 T0 S + 1_ ( S )³ + 1_ ( S_ )5 + … W 2 T0 3! 2 T0 5! 2 T0 W W W Considerando os 2 primeiros termos: L = S + S³_ sendo f = S² W L = S + 8f² eq. de comp. da 6 (2 )² 8 T0 3S parábola L = S ( 1 + S² W² ) 24 T0² d) Equação da mudança de Estado d.1) Efeito da variação da Temperatura Ocorrendo variação da Temperatura, provoca variação no comprimento do cabo e conseqüentemente na tração. Desta forma ocorre uma variação elástica proporcional à variação de tensão. Vamos admitir de início que o cabo esteja apoiado sobre um plano horizontal. ➢ Variação da Temperatura L2 = L1 ( 1 + αt ΔT ) se L ↑ => f ↑ => T0 ↓ se L ↓ => f ↓ => T0 ↑ ➢ Elasticidade Os materiais usados (Al, aço) são elásticos, logo, deformam proporcionalmente às variações de tensões a que estão sujeitos. Deformação elástica = L1 ( T02 – T01 ) E A E = módulo de elasticidade do condutor ( kgf/ mm² ) A = área do condutor ( mm² ) [ ] T0 W Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 10 de 52 Vamos supor que agora o cabo esteja suspenso nas estruturas. Antes da variação da temperatura, o comprimento do condutor era: L1 = 2 C1 sen h S ➔ C1 = T0,1 e C2 = T0,2 2C1 W W Após a variação passou a: L2 = 2C2 sen h S2C2 ∆L = 2( C2 sen h S - C1 sen h S ) 2C2 2C1 Igualando temos : L1 . αt∆t + L1 ∆T0 2( C2 sen h S - C1 sen h S ) EA = 2C2 2C1 2 C1 sen h S 2 C1 sen h S 2C1 2C1 2C2 sen h S αt ( t2 – t1 ) + T0,2 – T0,1 = [ 2C2 - 1 ] EA 2 C1 sen h S 2C1 2C2 sen h S t2 - t1 = 1 [ ( 2C2 - 1 ) - 1 ( T0,2 – T0,1 ) ] αt 2 C1 sen h S EA 2C1 Esta equação é conhecida como equação de mudança de estado. ∆L = L1 . αt ∆f + L1∆T0 EA Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 11 de 52 Exemplo: Um cabo foi lançado em um vão de 350 m, a 20º C, com uma tração horizontal de 1545 kgf. Qual é o valor da tração quando a temperatura for igual a -5º C ? Dados: w = 0,78 kgf/m E = 8086 kgf/mm² αt = 18 x 10ˉ6 /ºC A = 210 mm² Solução: C1 = T01 = 1545 = 1976,71 :. S = 0,08853 W 0,78 2C1 C2= T02 = T02 = 1,2794 T02 :. S = 137 W 0,78 2C2 T02 L1 = 1977 sen h S = 175 :. L1 = 350,45 m 2 2C1 C2 sen h S = 1,2794 T02 sen h 136,78 = M :. L1 = C1 sen h S 2C2 T02 2 2C1 1 ( T02 - T01 ) = 1 ( T02 - 1545 ) = N AE 8086 x 210,3 M = C2 sen h S 2C2 t2 - t1 = ∆T = 106 [ M - 1 – N ] 18 175,227 Resolvendo de maneira interativa: T0,2 M N ∆T 1800 175,168467 0,00014499 - 26,955ºC 1785 175,171310 0,00014114 - 25,637ºC 1779 175,172468 0,00013761 - 25,001ºC :. T02 = 1779 kgf flecha = 350² x 0,78 = 6,73 m 8 x 1779 Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 12 de 52 Podemos também resolver a equação de mudança de estado através da parábola: Estado de repouso L1 = S ( 1 + W1²S² ) L2 = S ( 1 + W2²S² ) 24T0,1² 24T0,2² ∆L = S³ (W2² - W1² ) 24 T0,2² T0,1² Igualando a: L1 . αt ( t2 - t1 ) + L1 ( T02 - T01 ) = S³ (W2² - W1² ) AE 24 T02² T01² Fazendo L1 = S, S . αt ( t2 - t1 ) + S ( T0,2 - T0,1 ) = S² (W2² - W1² ) AE 24 T0,2² T0,1² EA αt ( t2 - t1 ) + ( T0,2 - T0,1 ) = S² AE (W2² - W1² ) = W2²AE S² - W1²AE S² 24 T02² T01² 24T02² 24T01² EA W1²S² + EA αt ( t0,2 - t0,1 ) + T0,2 - T0,1 = EA W2²S² 24T01² 24T02² T0,2 ³ + T0,2² [ EA W1²S² + EA αt ( t0,2 - t0,1 ) - T0,1 ] = EA W2²S² 24T0,1² 24 ↑ Equação de Mudança de Estado ↑ Equação incompleta de 3º grau. Sua solução é através de processos iterativos, porém mais rápida que a anterior. Para o problema anterior, temos : (ver página 6) * Não precisa fazer conversão de unidades ! EA W²S² = 5,302 x 109 EA W²S² = 2221 24 24 T01² EA αt ( t2 - t1 ) = - 765 T0,2 ³ + T02² [ 2221-765 – 1545] T02² = 5,302 x 109 → por tentativas : T02 = 1774 kgf Flecha = 350²x0,78 = 6,75m 8 x 1774 Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 13 de 52 d.2) Efeito da variação simultânea Carga de vento O efeito da carga de vento é levado em conta nas equações, utilizando-se W2. Desta forma teremos: Equação da catenária: Equação da parábola FVcond. R = W2 W 22 WFVcR += 1 1 1 1 1 . . ...2 ToS WS senh W To L = 2 2 2 2 2 . . ...2 ToS WS senh W To L = )].( 1 )1 .2 .. .2 .. [( 1 12 1 1 2 2 ToTo EA C SsenhC C SsenhC T t −−−= 1 1 1 W To C = 2 2 2 W To C = ) .24 . 1.( 2 1 22 1 1 To AW SL += ) .24 . 1.( 2 2 22 2 2 To AW SL += Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 14 de 52 Ex. Qual o valor de tensão para o ex. anterior quando a temperatura for igual a 10ºC e FVcond=0,82kgf/m?? Resolva através da equação da catenária e da parábola. mkgfFvcondWW /133,12212 =+= - Catenária 11,19761 =C kgfTo 21212 = - Parábola 08,306)(.. 12 −=− ttEA t 92 2 3 2 10.14,11.22,370 =+ ToTo kgfTo 21172 = 24 ... ])(.. .24 ... .[ 22 2 1122 1 22 12 2 3 2 SWEA TottEA To SWEA ToTo t =−−++ A = Área do condutor (mm2) S= Comprimento do vão (m) W= Peso do cabo em kgf/m 2 2 2 .8826,0 133,1 To To C == t To senh To senhTo T 1 )]. 3,210.8086 1545 ()1 22,3952 350..11,1976 .7652,1 350...8826,0 [(10 22 2 − −−=−= 31,2221 .24 ... 2 1 22 1 = To SWEA 9 22 2 10.14,11 24 ... = SWEA Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 15 de 52 e) Calculo da carga de vento sobre o condutor A carga do vento sobre o condutor é calculada através da expressão: kgf vãodeventodqo AC 81,9 ... = α = Coeficiente de efetividade – Fig. 2 NBR 5422/1985 d = Diâmetro condutor (m) vão de vento = Média dos vãos adjacentes à estrutura ρ = Massa especifica do ar (kg/ m2 ) Vp = Velocidade de vento de projeto(m/s) o = Ângulo de incidência do vento (menor ou igual a 90º) em relação à direção do vão. 3/) .6416000 .6416000 .( .00367,01 293,1 mkg ALTt ALTt t ++ −+ + = t = Temperatura coincidente (ºC) – É a média das temperaturas mínimas diárias – Fig.27 NBR 5422/1985 α = É função da categoria do terreno (Tab. 1 NBR 5422/1985) e do comprimento do vão. Tendo em vista que geralmente as frentes de vento são mais estreitas que os vãos, logo, a pressão exercida pelo vento não será uniforme ao longo do seu comprimento. T n P V H KdKrV .) 10 .(. 1 = Kr = Coeficiente de rugosidade do terreno (Tab.1 NBR 5422/1985). Quanto mais obstáculos tiver o terreno, menor será o valor de Kr. VT = Velocidade de vento referido ao período de retorno T. ] )11ln(ln[ [ TVT −− −= β = Estimados do fator de escala da distribuição de Gumbel – Fig.30 α = Estimados do fator de posição da distribuição de Gumbel – Fig.29 2))(..(. 2 1 osenVqo P= - qo -Pressão dinâmica de referencia (N/m2) Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 16 de 52 α e β são fornecidos para: - Período de integração da média – 10min; - 10m de altura; - Terreno com grau de rugosidade B. Para calculo da ação do vento nos cabos, são considerados: - Período de integração da média: 30s; - Período de retorno: 10 anos ou 50 anos (quando envolve segurança de pessoas); - Altura do condutor; - Terreno de acordo com a sua categoria específica. Desta forma: Kr – Corrige a rugosidade do terreno; Kd – Corrige o período de integração (Fig.1 NBR 5422/1985); (H/10)1/n – Corrige a altura do condutor. Período de integração da média – é o período de tempo em que se calcula a velocidade média do vento. Quanto maior o vão, menor a influência da rajada, pois maior é o tempo em que o mesmo leva para responder. Para obstáculos pequenos, a influência é menor. n – fator de correção da velocidade do vento em função da altura; é função do período de integração e da categoria do terreno (Tab.2 NBR5422). Altura média de um condutor: H média = H fixação - ⅔ flecha Normalmente em um projeto é calculada a força exercida sobre o condutor mais alto. Exemplo: Determinar a força do vento em kgf/m para os condutores de cada fase dos vãos dados, sabendo-se que: Tensão da LT – 138 kV Alt – 500m Terreno tipo B Condutor: Linnet f Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 17 de 52 Diâmetro do condutor: 18,29 x 10-3m Posição: Latitude 20° / Longitude 56° Período de retorno: 10 anos Flecha do menor vão: 4,27m θ = 90° Solução: Ac = ρ = t = 19°C – Fig. 27 ρ = 1,14 kg/m3 Alt = 500m ( t média das temperaturas mínimas diárias) Vv = Terreno Categ. B Vp = kr kd VT VT = T = 10 anos V10 = = 22,5 m/s kr = 1,0 Tab.1 kd = 1,21 ( Para período de integração 30s e terreno B – Fig.1) n = 11 Tab.2 Vp1 = 1,0 x 1,21 x 22,5 = 27,23 Vp2 = 27,23 Vp3 = 27,33 H1 = ( H fixação1 ) - ⅔ x 4,27 = ( 26 – 2,45 – 1,8 ) - ⅔ x 4,27 = 18,9 200m 300m 26 3 2,45 1,80 3,40 0,5 ρ Vp2 dα 9,81 Kgf/m 1,293 1 + 0,00367t (16000 + 64t – Alt) (16000 + 64t + Alt) 200 + 300 2 = 250m Fig. 2 α = 0,91 d = 18,29 x 10-3 Ac = 0,967x10-3 Vp2 H 10 1 n β – ln ( - ln ( 1- ) ) 1/T α α = 0,30 Fig. 29 β = 15 Fig. 30 15 – ln ( -ln ( 1 - 1/10 ) ) 0,30 H1 10 1/11 H2 10 1/11 H1 10 1/11 H3 10 1/11 Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 18 de 52 H2 = 18,9 – 3,4 = 15,5 H3 = 15,5 – 3,4 = 12,1 Vp1 = 27,33 = 28,85 m/s Vp2 = 27,33 = 28,34 m/s Vp3 = 27,33 = 27,71 m/s Ac1 = 0,967 x 10 -3 x ( 28,85 )2 = 0,805 kgf/m Ac2 = 0,967 x 10 -3 x (28,34 )2 = 0,776 kgf/m Ac3 = 0,967 x 10-3 x ( 27,71 )2 = 0,743 kgf/m f) Características dos cabos f.1) Características construtivas Os cabos mais usados são CAA (Cabo de Alumínio com alma de Aço) e CA (Cabos de Alumínio). Os cabos CA são identificados através de nomes de flores, enquanto que os CAA são identificados através de nomes de aves. Os cabos também são identificados pela sua área em MCM (mil circular mil) em conjunto com sua composição de Alumínio/Aço (para os CAA). Ex.: 336,4 MCM 26/7 Área = 170,46 mm2 26 condutores de Alumínio / 7 condutores de Aço 1 CM = 0,506707 x 10-3 = área de um condutor com diâmetro igual a 10-3 pol. Também são usados cabos em ligas de alumínio (magnésio, silício em pequenas quantidades, menos que 2%), que apesar de aumentar a resistência elétrica, aumenta a capacidade de resistir à oxidação e corrosão (próprios para atmosfera poluída ou à beira-mar) e possuem maior resistência mecânica que os de Alumínio. Os cabos com alma de aço são mais sujeitos à corrosão. Para os pára-raios são usados em sua maioria cabos de aço galvanizados. As categorias fabricadas no Brasil são: SM (Siemens-Martin) – carga de ruptura 55 kgf/mm2 HS (High strenght) – carga de ruptura 86 kgf/mm2 EHS (Extra high strength) – carga de rupture 123 kgf/mm2 Diâmetro nominal: ¼ “, 5/16 “, 3/8 “ 7/16 “, ½ “, 9/16 “ Encordoamento: 7 fios (2 camadas ) 18,9 10 1/11 15,5 10 1/11 H3 10 1/11 Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 19 de 52 f.2) Características elásticas • Cabos homogêneos (1 único material ) Até o momento, foi considerado que o módulo da elasticidade ( E ) e o coeficiente de dilatação térmica eram constantes, o que não é verdadeiro. Uma amostra de cabo homogêneo é tracionada com valor σa. Neste caso haverá um aumento de comprimento ∆L1. Ao ser retirado o tracionamento, este aumento se reduzirá a ∆L. Desta forma o alongamento A’A’’ representa uma deformação elástica. OA” representa a deformação plástica . Caso a amostra seja submetida a novo tracionamento (σB > σA) ocorrerá fenômeno semelhante. Sabemos pela lei de Hooke: E=σ (kgf/mm²) δ A curva OC, com alongamento relativamente grande para σ pequeno mostra o efeito da acomodação dos filamentos. Caso o tracionamento seja efetuado com outra temperatura, haverá deslocamento da curva em relação ao eixo horizontal, mantendo o mesmo formato da curva. Desta forma, concluímos que o módulo da elasticidade não depende da temperatura. σB σA σ (kgf/mm2) δ ( m/m ) σC A A’ B’ C’ 0 A” C” C Trecho não linear Trecho linear Ei1 Diagrama Tensão x Alongamento B” Alongamento devido ao tracionamento. L ∆L ∆L1 OA’ = ∆L1 OA” = ∆L Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 20 de 52 CABOS CAA Neste caso temos propriedades diferentes para os dois materiais. 1 – Obtida de uma amostra de cabo em laboratório 3 – Obtida retirando-se o alumínio 5 – Obtida por subtração Eaço Saco = média ponderada do aço. Stotal Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 21 de 52 ➢ As retas inclinadas representam o limite da elasticidade dos materiais. Podemosobservar que as variações do módulo da elasticidade (Ei p/ Ef) provoca alongamento Tracionamento à temperatura t2 (t2>t1) OF – Representa o módulo de elasticidade do aço. Para σ < σD, o aço absorve a tração devido o fato do mesmo dilatar menos que o Al quando tracionado. Caso haja tracionamento para uma nova temperatura (t2>t1), podemos observar o seguinte: ➢ Os módulos de elasticidade não se alteram. ➢ O aço e o Al possuem coeficiente de dilatação térmica diferentes. Desta forma, FF’=αaço ΔT. O ponto D mudou passando a corresponder a um σ maior. Com aumento da temperatura o aço assume o tracionamento com trações mais altas do que a baixas temperaturas. Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 22 de 52 EFEITO DE FLUÊNCIA (CREEP) Quando um cabo é submetido a um tracionamento durante um certo tempo t, o seu comprimento sofre um acréscimo. Este fenômeno é conhecido como efeito de Creep, que é a deformação plástica do material que ocorre com o tempo devido ao tracionamento. g) Cáculo dos alongamentos nos cabos Os alongamentos nos cabos são provocados pelo tracionamento inicial, pelo aumento da temperatura, pela mudança do módulo de elasticidade e pelo efeito Creep. Os dois primeiros foram estudados nos itens anteriores. g.1) Devido a mudança do módulo de elasticidade As curvas do diagrama tensão x alongamento podem ser linearizadas. Desta forma obteremos dois módulos de elasticidade iniciais EiI e EiII. A utilização de um o outro dependerá do ponto da curva em que estivermos trabalhando. Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 23 de 52 Vamos supor que um condutor foi tensionado em dois suportes com tensão igual a σH ; a sua taxa de trabalho será σH. Como está sendo tracionado pela primeira vez, seu módulo de elasticidade será Ei. O aumento do comprimento do cabo será igual a OI, que é responsável pelo surgimento da flecha. Vamos supor agora que a temperatura diminua para um valor tB. O ponto de operação na curva é B e o tracionamento é σB. O comprimento do cabo (não tensionado) sofrerá uma redução igual a lαΔT, que faz com que a flecha diminua, porém o tracionamento aumente e conseqüentemente a taxa de alongamento também aumenta. Se depois de atingido b, a temperatura aumentar para th, o cabo dilatará e a tração diminuirá. As características elásticas do cabo são definidas agora por Ef. Se aplicarmos a equação de mudança de estado, veremos que o tracionamento será inferior a h. O ponto de operação é J. Se a invés de usarmos Ef, tivéssemos usado Ei1, o ponto de operação seria H e a variação seria OI ao invés de OK o que não é correto. O comprimento do cabo agora será igual ao comprimento não tensionado à temperatura th acrescido do alongamento OK. Se agora a tração for reduzida, o alongamento será reduzido acompanhando Ef até a taxa de trabalho atingir = c, no ponto que é o ponto de interseção de Ef com a média ponderada final da alma do aço do condutor mEfa. A partir deste ponto a variação será ao longo de mEfa. Se o cabo voltar a ser tracionado, seus alongamentos serão somente elásticos diretamente proporcionais aos valores de e inversamente proporcionais a Ef para cb. Se um novo valor de b for atingido pela primeira vez, uma deformação plástica irá ocorrer e somada às anteriores, aumenta ainda mais o comprimento do cabo quando for retirado o tracionamento. Para fim de projeto, a maior deformação plástica esperada corresponderá ao valor de máx (máximo carregamento). Cálculo do alongamento devido à mudança do E (continuação): Seja na figura max = b. O alongamento total do cabo será OE. OE = OF + FE OF = OE – FE Onde: OF - alongamento plástico permanente OE - alongamento total FE - alongamento elástico OE = b / Ei1 FE = b / Ef Os valores de c e c’ são muito pequenos, de modo que a mudança do módulo de elasticidade em c ou c’ para cabos CAA não ocorre. Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 24 de 52 Seja OF = p Desta forma L2 = L1 x (1 + t x t + p) (ver item d-1) L = L1 x t x t + (L1 x To) / (E x A) + p x L1 L1 x t x t => deformação devido à temperatura (L1 x To) / (E x A) => deformação elástica p x L1 => deformação plástica Desta forma, as equações de mudança de estado passam a ser: t2 – t1 = (1 / t) x ( X ) – ( Y ) sendo: X = (C2 x senh S / C2) / (C1 x senh S / C1) – 1 Y = 1 / (E x A) x (To2 – To1) + p Onde: A - área do cabo ( mm² ) S - comprimento do vão ( m ) W - peso do cabo ( kgf / m ) To2³+To2² x (EAW1²S²) / (24 x To1²)+E A p + t x (t2 – t1) -To1= (EAW2²S²) / 24 Comparando esta última fórmula com a equação do item d-1, verificamos que difere do termo E A p no segundo termo. Desta forma, E A p tem o mesmo efeito de acréscimo de temperatura. Podemos então representar E A p = E A t teq. teq = p / t Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 25 de 52 Determinação do alongamento plástico aparente (p): max a p = OF = OE – FE p = (b / Ei1) – (b / Ef) = b x (Ef – Ei1) / (Ei1 x Ef) (m/m) pmax = Tomax x (Ef – Ei1) / (A x Ei1 x Ef) teq = pmax / f max a Supondo que max ocorra em L. Desta forma, temos mudança do Módulo de Elasticidade Inicial. ON = OP + PN pmax = OP = ON – PN ON = OQ + QN pmax = OQ + QN – PN OQ = A / Ei1 QN = (L - A) / Ei2 PN = L / Ef L = max = Tomax / A ( ) fii iifAifiO PMAX EEAE EEEEEET 21 1221max )( −+− = g.2) Alongamento devido a fluência (Creep) A expressão empírica que permite determinar o alongamento por fluência para cabos CAA, para o tipo de laminação usada no Brasil é: kmmmtk / = 610−= xtk Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 26 de 52 m 13 m 13 K 1,4 0,24 0 1 1,3 1 u 0,16 0,16 m = área total do cabo / área do aço τ = temperatura ( °C ) t = tempo em horas = tensão de tração na condição de maior duração em % da tensão de ruptura Este efeito poderá ser somado ao efeito de mudança do Módulo de Elasticidade para cálculo do teq. = pmax + teq = / f Ex: Os cabos condutores de uma LT, apresentam no estado inicial,à 20ºc,sem vento,tração de 1764kgf.Tendo sido submetidos a uma carga de vento a 10ºC. a) Determine a flecha no lançamento b) Qual o valor da tração e a flecha no cabo no estado final a 20ºC sem vento c) Idem para 50 ºC d) Idem para Creep de 10 anos Dados: A = 234 mm2 w 1 = 0,975 kgf /m W 2 (com vento) = 1,3 kgf/ m E f = 7664 kgf / mm2 Ei1 = 6117 kgf/mm2 Ei2 = 4922 kgf/mm2 αi = 18x10-6 /ºC α f = 18,9x10-6 /ºC Vb = 350m σA = 11,25 kgf/mm2 (representa o ponto de mudança de Ei) CR = 7380kgf Solução: a) m x x T WS f 46,8 17648 975,0350 8 2 01 2 === b) T 0 2 3 + T 0 2 2 [E i 1 A w 1 S 2 + Ei1 A α t i (t 2 – t 1) – T 0 1 ] = E i 1 A w 2 2 S 224 T 0 2 24 Substituindo os valores temos: Neste caso w 1 = 0,975 e w 2 = 1,3 t 2 =10ºC t 1 =20ºC T 0 2 3 + T 0 2 2 . 211= 1,24338 x 1010 T 0 2 =2250kgf = σ Max Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 27 de 52 σm = 2250 = 9,6 kgf/ mm 2 σm < 11,25 – prevalece E i 1 234,2 sem vento: δ p = 2250(7664-6117)= 0,000317m /m – alongamento plástico 234x 7664x6117 ∆teq = δ p máx = 0,000317 = 16,8ºC α t f 18.9x 10 -6 Estado Inicial: 10ºC com vento Estado Final: 20ºC s/ vento (Eds)final. Neste caso w 1 = 1,3 w 2 = 0,975 t 2 = 20+16,8= 36,8º t 1 = 10ºC 24 )( )( )(24 )( )()( 2 2 02122 02 22 12 02 3 02 WAE TttAE T SWAE TT FFF F = −−++ 2 22 1 )02(24 )( T SWAEF = 3077 225024 3503,12347664 2 22 = x xxx )( 12 ttAE FF − = 909)108,36(109,187664234 6 =−−xxx 24 )( 22WAEF = 9 2 1071,8 24 975,07664234 x xx = T03 3 + T0 3 2 [3077 + 909-2250] = 8,71 x109 T0 3 3 + T 0 2 2 x 1736,2 = 8,71x 109 T0 3 = 1616 kgf m x x T WS f 23,9 16168 975,0350 8 2 01 2 === alongamento de: 9,23-8,46=0,77 m c) 50ºC s/ vento t2 = 50+16,8=´66,8ºC T0 3 3 + T0 3 2 [ 3077 + 234x7664x18,9x10-6 (66,8-10)-2250]= 8,71x109 T0 3 3 + T0 2 2 [3077+1927-2250]= 8,71x109 T0 2 3 + T0 2 2 x2754=8,71x109 T03= 1440 kgf Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 28 de 52 m x x T WS f 36,10 14408 975,0350 8 2 01 2 === alongamento de: 10,36-8,46=1,90 m d) Creep de 10 anos: k =1,4 Ø = 0 α =1,3 µ = 0,16 tempo = 87600h σ = 23,9% Aaço=32,8mm2 m = 234,2 / 32,8 = 7,1 ε = 1,4x 23,9 1,3 x 87600 0,16 x 10-6 =535x10-6 σ =1764 = 0,239 7380 ∆ teq = 535x10-6 = 28,33ºC 18,9x 10-6 ∆t = 50+ 28,33 – 10 + 16,8º = 85,13º T 0 3 3 + 3715 T 0 3 2 = 8,71x 109 T 0 3 = 1330kgf m x x T WS f 2,11 13308 975,0350 8 2 01 2 === alongamento de: 11,2-8,46 = 2,74 m 2.2) Vãos contínuos e nivelados Na realidade, a LT é constituída por uma série de vãos que não podem ser tratados isoladamente, pois os esforços são transmitidos de um vão para outro. Ex: Determine as trações em um cabo lançado a 20°C com T=1545 kgf para as temp de -5°C e 50 °C, vãos de 250 m e 450 m. W=0,7816 kgf/m A=210,3 mm2 E=8086 kgf/mm2 Resp: 250 m : - 5°C; T= 1915 kgf; 50 °C; T= 1245 kgf 450 m : - 5°C: T= 1683 kgf; 50 °C: T= 1407 kgf Aumento de Temperatura:Tr = 1407-1237 = 170 kgf Redução de Temperatura:Tr = 1897-1683 = 214 kgf As diferenças de tração deverão ser absorvidas pela estrutura intermediária que será solicitada no sentido longitudinal no caso de vãos ancorados. Caso a estrutura intermediária seja de suspensão, a cadeia tenderá a se inclinar para o lado do vão de maior tração. Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 29 de 52 2.3) Vãos desnivelados D´= D – 1 ﴾ f – E )2 f 4 B = S ( f – E ) 2f 4 vão equivalente: p/ 2 cad anc : Seq = 2 ( S2 + E2 )1/2 – S p/ 2 cad susp : Seq = √ √S2 + E2 x S p/ 1 cad anc e 1 cad susp: Seq = √S2 + E2 Ex: D` = 8m E = 24 m 8 = 16 – 1 (f – 24 )2 f = 2m D = 16 m S = 500 f 4 18 m W = 0,6883 kgf/ m f = 2 B = 500 ( 2 – 24 ) = -500 B = ? 4 4 F = ? f = 18 B = 500 ( 18 – 24 ) = 166,7 m T = ? 2x18 4 2 ancoragem Seq = 2 √ 500 2 + 24 2 - 500 = 501,15 m F = Seq 2 . w T = (501,15) 2 x 0,6883 = 1200 kgf 8. T 8 x 18 Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 30 de 52 2.4) Hipóteses de carga Normalmente são utilizadas as seguintes hipóteses de carga: 1. Condição de trabalho de maior duração (EDS) – “Every Day Stress” – Corresponde à condição de temperatura média anual sem efeito de vento ( Temperatura média anual) 2. Condição de máximo carregamento – É a condição em que a LT é submetida ao vento máximo à temperatura coincidente. 3. Condição de flecha mínima – é a condição em que a LT é submetida a menor temperatura sem vento. 4. Condição de flecha máxima – É a condição em que a LT é submetida à temperatura mais elevada dos cabos devido à temperatura máxima média acrescida do efeito térmico da corrente nos cabos. A cada uma das hipóteses de carga deve-se associar uma restrição à solicitação de tração , originando-se as hipóteses de cálculo. Ex: Uma LT atravessa uma região que tem as seguintes condições climáticas: Temp. Máx: 12 C Temp. Média Anual: 23 C Temp. Coincidente: 19 C Temp. Máx. Média: 30 C 1a Hipótese de cálculo – Tração igual a 20 % da carga de ruptura, na condição final, com “Creep” de 50 anos , a 23 C , sem vento 3a Hipótese de cálculo – Tração máxima igual a 33 % da carga de ruptura, na condição inicial, a 12 C , sem vento 2a Hipótese de cálculo – Tração máxima igual a 50 % da carga de ruptura, na condição inicial, a 19 C , com vento máximo 4a Hipótese de cálculo – Flecha máxima, na temperatura de 60 C ou 70 C , na condição final; OBS: A temperatura dos cabos deverá ser calculada tomando como temperatura ambiente 30 C ( Temp. Máx. Média) Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 31 de 52 3) LOCAÇÃO DAS ESTRUTURAS 3.1) Confecção dos gabaritos a) Vão equivalente É um vão representativo de uma série de vãos de suspensão situados entre duas estrututras com cadeias de ancoragem, cuja variação de tensão é identica a que teriam os vãos desse trecho. 54321 3 5 3 4 3 3 3 2 3 1 aaaaa aaaaa Veq ++++ ++++ = Fórmula empírica: )( 3 2 VmédioVmáxVmédioVeq −+= b) Vão básico (Vb) O vão básico é determinado através de estudos técnico-econômicos envolvendo plotação preliminar de parte do trecho (em trono de 20 km), na qual são variadas as alturas das estruturas e consequentemente o espaçamento entre as mesmas. Preliminarmente o Vb é calculado pela mesma expessãode Veq, para o trecho em estudo. Com este valor de Vb, confecciona-se o gabarito de locação. Posteriormente verifica-se se o Vb se aproxima dos Veqs ao longo de toda a LT. Caso seja necessário, reloca-se algumas estruturas (nos trechos em que Vb for muito diferente de Veq) ou usa-se mais de um gabarito. Tendo sido calculadas as flechas e tração para o Vb, confecciona-se o gabarito que reproduz em escala apropiada as curvas do cabo suspenso na condição de flecha máxima. Pode-se traçar também a curva da flecha mínima para verificar arrancamento do cabo pára-raio em LT’s ou para cabo condutor em linhas de distribuição. Como na LT existem vãos maiores e menores que o Vb, o gabarito é ampliado para vãos de 2 à 4 vezes o Vb. Para mesma tensão, as flechas são diretamente proporcionais ao quadrado do vão. Desde que o vão não ultrapasse 300 m: To wS f 8 1 2 1= To wS f 8 2 2 2= 2 1 212 = S S ff Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 32 de 52 − = 1 2 cosh w T S w T f 2 cosh xx ee −+ = Ex: Vão = 100m, T = 1457 kgf, w = 0,6883 kgf/m ( ) 59,010236,0cosh21171 6883,0 1457 2 100 cosh 6883,0 1457 =−= − =f Vão Flecha 100 0,59 150 1,32 200 2,36 250 3,69 Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 33 de 52 3.2) Condição regente Das hipóteses de cálculo estabelecidas, uma delas é escolhida para condição regente do projeto e serve de base para verificar as demais: A curva 1 mostra que para vãos maiores que 250m, as trações máximas admissíveis na condição de máxima carga serão ultrapassadas. A curva 3 mostra que as trações na condição diária são maiores que as admissíveis para vãos menores que 250m. Conclusão: Serão admitidas duas condições regentes: Vãos menores que 250m – Cond. regente – Cond. diária Vãos maiores que 250 m – Cond. regente – Cond. máxima carregamento O vão para o final ocorre a necessidade de mudança da condição regente recebe o nome de vão crítica. ( ) −= − +− 2 1 2 1 2 2 2 2 2 12 12 24 To w To wS EA ToTo ttt ( ) 2 1 1 2 2 2 12 1224 − + +− = MM MM t T w T w EA TT tt Scr m == MTTo 11 Tensão máxima na primeira hipótese de cálculo == MTTo 22 Tensão máxima na Segunda hipótese de cálculo Caso o termo dentro do radical tenha sinal (-) é porque não há vão crítico. Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 34 de 52 Ex. (1) mostra que a tração nos cabos será sempre inferior ao valor máximo admitido. Logo, a condição regente é a diária. 4) CÁLCULO DA LARGURA DA FAIXA DE SEGURANÇA A largura da faixa de segurança é calculada pela fórmula: L = 2 (b + d + D) Onde, B = distância horizontal do eixo do suporte ao ponto de fixação do condutor mais afastado deste eixo em metros; D = soma das projeções horizontais de cadeia de isoladores e da flecha do condutor, deslocados pelo vento de projeto; D = Du / 150 (0,5 no mínimo) Du = distância, em metros, numericamente igual à tensão máxima de operação da LT, em kV. b d L/2 D L/2 Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 35 de 52 No caso de circuito simples, condutores num plano vertical, o eixo da LT começa neste plano; Ex: L = 20m 10 10 A fundação dos estais devem se situar dentro da faixa de segurança. Para LT’s com tensão maior ou igual a 138 kV, para a região dentro da faixa de segurança, deve-se verificar: ➢ Ignição de combustível; ➢ Nível de rádio interferência; ➢ Ruído audível e interferência na recepção de TV; ➢ Campo elétrico na borda da faixa de segurança ( 4,2 kV/m); ➢ Campo Magnético ( 830 mG (60Hz)); Deve-se verificar ainda a possibilidade de queda de árvores sobre a LT e queimada na região. 4.1) Projeção horizontal de flecha Ângulo de balanço do condutor Força Horizontal = qo k d / 9,81 d= diam cond dk q .. 81,9 0 mpeso dqk tg /.81,9 .. 01−= k – obtido da figura 7 da NBR 5422, que é função da velocidade de vento de projeto Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 36 de 52 A flecha deverá ser calculada para o vão médio na temperatura de ocorrência do vento. Exemplo: Condutor – Linnet (d = 18,29x10-3 m) ρ = 1,14 kg / m3 flecha = 6m Vp = 28,85 m/s → k = 0,33 Qo=0,5Vp2 mkgfp /6883,0= 22 0 /4,47485,2814,15,0 mNxxq == o x xxx tg 23 6883,081,9 1029,184,47433,0 31 == − − Projeção = 6,0 sen 23o = 2,34m 4.2) Projeção Horizontal da Cadeia Ângulo de balanço da cadeia devido ao vendo na cadeia A /2 Pcond Pcond Fvcond Fvcond = 0MA =+−+= 0cos)2/(sen)2/( lFvlFvlPlPMA cadcondcadcond 0cos)2/(sen)2/( =+−+ lFvFvlPP cadcondcadcond cos)2/(sen)2/( cadcondcadcond FvFvPP +=+ Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 37 de 52 2/ 2/ cadcond cadcond PP FvFv tg + + = )().)(( 81,9 0 kgfmédiovãodk q Fvcond = )(. kgfpVP gcond = Vg = vão gravante (m) Vg = 0,7 Vm k = figura 7 NBR 5422 kgfSC q F iixcad . 81,9 0= Cxi = coeficiente de arrasto = 1,2 Si = área projetada da cadeia V1 V2 Vg 2 21 VVVm + = 2 0 .5,0 pVq = T n drp V H KKV . 10 . /1 = H – Distância entre o centro de gravidade da cadeia e o solo Período de integração: 2 s (estrutura e cadeia) VT = 50 anos Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 38 de 52 Exemplo: Vão médio = 250m Pcad + ferragens = 51,5 kgf Número de Isoladores = 10 Terreno tipo B (cadeia + fixação) = 1,8m = 1,14 VT = 22,5 m/s Pede-se determinar a projeção da cadeia de isoladores. Considerar LT do exemplo anterior Solução: Kr = 1,00 Kd = 1,41 H = 18,9 – 0,9 = 18 n = 12 smVp /3,335,22. 10 18 41,1 12/1 = = 22 0 /6323,3314,15,0 mNxxq cad == 2186,010254,0146,05,0 mxxxSi == Fvcad = 632x1,2x0,186/9,81=14,4 kgf kgf xxxx Fvcond 73 81,9 2501029,184,47433,0 3 == − otg 7,28 2/5,515,120 2/4,1473 = + + = Projeção: 1,8 sem 28,7o = 0,92m da cadeia 18,5 2,5 2,5 Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 39 de 52 Exemplo: Determinar a largura da faixa de segurança para uma LT 138 kv com as características descritas nos dois exercícios anteriores. 0,92 (Projeção da Cadeia) + 2,34(Projeção dos condutores) = 3,26 2,5 2,5 mmL 155,13)97,026,35,2(2 →=++= 97,0 150 05,1138 == x Du Obs: outra maneira de calcular o ângulo de balanço do condutor: o xw Fvc tg 23424,0 6883,0250 731 ==== − A NBR 5422/1985 recomenda que o ângulo de balanço da cadeia seja o mesmo do condutor usando-se a expressão: )/(81,9 .. 0 HV dqk tg = V – vão de peso (Vg) H – Vão de vento (Vm) Se adotarmos V/H=0,7 → = 31o Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 40 de 52 5) ESFORÇOS NAS ESTRUTURAS 5.1) Cargas atuantes São calculados com condutores intactos e rompidos a) Verticais ➢ Componentes verticais dos esforços de tração dos cabos (Condutor e para- raios); ➢ Peso das ferragens, isoladores e condutores; ➢ Sobrecargas de montagem e manutenção. 1 3 18,4o ferragenscadeiapesokgfoequipamentcpessoaspesoVsentVc g ++++= )200(/2..6,04,18. b) Horizontais b.1) Transversais ➢ Ação do vento sobre os cabos e acessórios de fixação; ➢ Ação do vento sobre a estrutura, normal à LT; ➢ Tração dos cabos (Estrutura em ângulo); /2 /2 /2 t t b.2) Longitudinais ➢ Tração dos cabos (vãos adjacentes desiguais); ➢ Ação do vendo no suporte. Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 41 de 52 Além destas cargas normais, poderemos ter cargas resultantes do rompimento de um ou mais cabos. Basicamente, temos 2 tipos de estruturas: Ancoragem e Suspensão. Anc Susp Susp Anc ➢ Suspensão: São dimensionados para cargas verticais, horizontais transversais (vento) no sentido longitudinal, resistem à ação do vento. Algumas vezes podem ser usadas para pequenos ângulos (<5o). ➢ Ancoragem: Podem ser do tipo “Fim de Linha”, “Ancoragem Intermediária”e de ângulo. Resistem a cargas verticais e horizontais (transversais e longitudinais). 5.2) Expressões Estrutura Suspensão Estrutura Ancoragem Fim de Linha 1ª Hipótese: Cabos Intactos Carga Vertical V= VgP + Ps V = Vg.P + Pj + 2.Pa V = Vg.P + Pj + 2.Pa Carga Transversal H= Vv.Pv.Dc + 2.tmáx.senβ/2 H= Vv.Pv.Dc+2.tmáx.sen β/2 H= Vv.Pv.Dc + tmáx.sen β/2 Carga Longitudinal L=0 L=0 L= tmáx.cos β/2 2ª Hipótese: Dif. de Tração Carga Transversal ------- H= Δtmáx.sen β/2 + Vv.Pv.Dc Carga Longitudinal ------- L= Δtmáx.cos β/2 3ª Hipótese: 01 cabo cond. rompido Carga vertical de cabo rompido Vr= 0,6VgP+Ps Vr= 0,6VgP + Pj + Pa Vr= 0,6VgP + Pj + Pa Carga transversal de cabo rompido Hr= Teds.sen β/2 Hr= Teds.sen β/2 ------- Carga longitudinal de cabo rompido Lr= fr.Teds.cos β/2 Lr= Teds.cos β/2 ------- Carga transversal dos cabos intactos H= 2.Teds.sen β/2 H= 2.Teds.sen β/2 Teds.sen β/2 4ª Hipótese: Construção Carga vertical Vc= 0,6Vg.P+0,316T0+Ps+200 Vc= 0,6Vg.P+0,316T0+Pj+Pa+200 Vc= 0,6Vg.P+0,316T0+Pj+Pa+200 Vg= Vão gravante / Vv=Vão de vento Ps= Peso da cadeia de suspensão T0= Tensão de esticamento Pv= Pressão do vento (kgf/m²) Pj= Peso da cadeia de jumper β = Ãngulo de deflexão de LT P= Pressão do condutor (kgf/m) Teds= Tensão de maior duração 200 = Peso de 02 homens com equip. Dc= Diâmetro do condutor (m) fr= Fator de redução para cabo rompido em est. de susp. (normal/0,8) Pa= Peso da cadeia de ancoragem Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 43 de 52 5.3) Dimensionamento de estruturas R= Res. Nominal do poste (a 20cm do topo) R(H-0,2) = [(H1+H2+H3).FV cond.Vvento + HV.FV poste + HPR.FVPR.Vvento] Normalmente, o poste suporta sobrecarga de 40%. HV – Altura do centro de gravidade HV = 2b + B. H – Poste tipo trapézio 3(b+B) Engastamento: E = 0,1.HT + 0,6m E = HT – H E = 3,00 p/ HT = 24 até 34m E = 3,00 + 10% (HT-34,00) p/ HT>34m Para calcular a FV poste, deve-se usar período de integração de 2s. R1 – Força vertical de arrancamento Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 44 de 52 R2 – Força vertical de compressão R1.a = R2.a = 3H1.FV cond.Vvento + 2HV.FV poste R1 = R2 = 3H1.Fv cond.Vvento + 2Hv.FV poste a R(H-0,2) = [½(H1+H2+H3).FV cond.Vvento + HV.FV poste] Caso tenha pára-raio, deve-se levar em conta o mesmo. Para determinar a FV poste, o mesmo é decomposto em troncos de comprimento menor ou igual a 10m. A velocidade do vento deve ser corrigida para a altura do centro de gravidade de cada tronco. Postes constituídos por elementos tronco-piramidais: FVP = q0 CXTP.St kgf St = B + b .H 9,81 2 St = sup. Do tronco CXTP – coeficiente de arrasto – figura 06 NBR 5422 Postes constituídos por elementos cilíndricos: FV poste = q0 CXTP.St kgf CXTP – coeficiente de arrasto – figura 05 NBR 5422 9,81 O coeficiente de arrasto para postes constituídos por elementos cilíndricos que é função do nº de Reynolds. Re = d.Vp V d = B+b 2 Com Re – figura 5 norma - CXTP v – viscosidade cinemática do ar VP – velocidade de projeto (m/s) v = u ρ – massa específica do ar (kg/m³) ρ.10³ u = 0,019. 430,8 . T 1,5 0,555T+120 560 u – viscosidade em centipoise (g m/s) d – diâmetro médio do poste T = ° Ra T = 492 + 9 t S t – temperatura de ocorrência do vento em °C. Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 45 de 52 Exemplo: Dimensionar o poste para linha de distribuição Tipo – cilíndrico Vvento = 130m Hnom – 11m Temperatura coincidente – 19°C Terreno – tipo B FV cond = 0,50 kgf/m VT = 22m/s ρ = 1,2 kg/m³ FV cadeia = 0 Estrutura em alinhamento Poste escolhido: R 300 kgf, 11m Solução: q0 = 0,5.ρ.VP² VP = kr.kd (HV/10)1/n.Vr kr = 1,0 (tab1) kd = 1,4 (fig1) n = 12 (tab2) E = 0,1.11 + 0,6 = 1,7m H = 9,3 B = 380mm p/ 11m b = 160mm 11 – (0,38-0,16) 9,3 – (B’-0,16) “a cada metro aumenta 0,02m a base” B’ = 9,3 (0,38-0,16) + 0,16 = 0,346m 11 HV = 9,3 (0,346 + 2.0,16) = 4,08m VP = 1,4. 4,08 ½.22 = 28,6 m/s 3 (0,346 + 0,16) 10 T = 492 + 9.19 = 526,2 °Ra 5 u = 0,019. 430,8 . 526,2 1,5 = 0,0181 0,555.526,2 + 120 560 v = 0,0181 = 1,5.10-5 m²/s d = 0,346 + 0,16 = 0,253 1,2045.10³ 2 Re = 0,253x28,6 = 4,82.105 CXTC = 0,75 St= 0,346 + 0,16 .9,3 = 2,353 m² 1,5.10-5 2 FVP = 0,5 .1,2.28,6².0,75.2,353 = 88,6 kgf 9,81 Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 46 de 52 R = 3.9,1.0,5.130 + 4,08.88,6 = 235 kgf 9,3 – 0,2 6) CÁLCULO DE AMPACIDADE EM LT’S Calor absorvido = calor cedido R.I² + QS = QR + QC 6.1) Calor de absorção solar QS = α.s.d QS – Calor de absorção solar (W/m) α – Coeficiente de absorção solar s – Intensidade de radiação solar(W/m²) d – Diâmetro do condutor (m) s = 1000 W/m² (no máximo) 6.2) Calor de radiação QR = 5,67.E.π.d. T’ 4 – T0’ 4 W/m 100 100 T0 – Temperatura ambiente °C T’ – Temperatura desejada °C T0’ – Temperatura ambiente °K T0’ = T0 + 273 T’ – Temperatura desejada °K T’ = T + 273 E – Coeficiente de emissividade ω – Idade do condutor (anos) Condutores ACSR com tensões acima de 15kV E = 0,23 + 0,7.ω . 1,22 + ω Condutores ACSR com tensões abaixo de 15kV E = 0,23 + 1,38.ω . 0 < ω < 95 75,5 + ω Condutores de cobre: E = 0,8 para superfícies fortemente oxidadas E = 0,5 para superfícies normalmente oxidadas Conclusão: Poste 300 kgf atende Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 47 de 52 E = 0,3 para superfícies levemente oxidadas E = 0,03 para superfícies novas Para Alumínio e cobre: α = E + 0,2 α < 1,0 6.3) Calor de convecção a) Convecção forçada 2Re)(log03553,0Relog3153,007403,0[10)( ++−−= TTKQc T = Temp. desejada em °C T = Temp. Ambiente em °C )/( mwQc K = Condutividade Térmica do ar para o ar a 0°C : K = 0,0568 x10-3 cal g / s °C cm 1 wh = 860 cal g 1ws =860/3600 cal g 1cal g = 0,23765 x10-3 w/°C Para ar a 50°C: K = 0,0272 w / m °C; K = 0,23765 x10-3 w/cm °C; K = 0,02377 w / m °C Linearizando: 0,02377 média T x 0,0000686 K += w/m °C Tm = T média = (T condutor + T ambiente )/2 °C d V Re = = Vd =Re onde: V = velocidade do vento (m/s); d = diâmetro do condutor (m); µ = viscosidade do ar ( g/ ms); ρ = massa específica do ar ( g/m3 ) Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 48 de 52 2 3 1 2 2 1 0 555,0 555,0 + + = T T X CT CT µ a 100°F = 560°Ra = 0,019x 10-2 g/ cm s = 0,019 g/ ms C = Sutherland’s Constant = 120 p/ar T1 = Temp. da viscosidade conhecida em ° Ra =560°Ra T2 = Temp. da viscosidade desejada em ° Ra =( Tmédia) F460 Ra += 59 32 -F C = 32 5 9 += C F 492 5 9 += C Ra ( ) mTRamT += 5 9 492 2 3 560120555,0 8,430 019,0 + = mT mT g/ms ++ −+ + = ALTmT ALTmT mT 6416000 6416000 003671 1293 g/m3 ALT – altitude média da região de implantação da LT (m) T’m – temperatura média do ar (°C) Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 49 de 52 b) Convecção natural (sem vento) ( )ToThdQc −= . ( ) 25,0Pr53,0 Grkhd = ( ) 75,025,0 25,0 5,0 75,0 21919,0. dToTkhd −= K 954,0Pr = ( ) 2 30306656,0 − = dToT Gr ( ) ( ) 25,0 3 2 25,0 029259,0Pr −= dToT k Gr ( ) 25,0 25,175,05,075,0 21919,0. ToTdkQc −= ( ) 25,175,0 25,0 5,075,0 6886,0 ToTd k Qc −= 6.4) Calor devido ao efeito Joule e ampacidade Variação da resistência com a temperatura R = Resistência do condutor a 50°C em Ω/km + + = 1 2 228 228 1000 T TR R ; CT = 501 + + = 50228 228 1000 2TRR => 200364,082,0 1000 T R R += R QsQrQc I −+ = 2RIQI = w/m Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 50 de 52 Exemplo: Condutor: 636 MCM 26/7 Grosbeak; Diâmetro: 0,02516 m; R =0,1005 Ω/km Vento: 0,61 m/s; Altitude LT: 100 m; E =0,5 α =0,7 S =1000 w/m2 T= 85°C To=38°C ➢ Calor de absorção: Qs = 0,7 x 1000 x 0,02516 Qs = 17,612 w/m ➢ Calor de radiação: T’ =85+273 = 358°k T’o =38+273 = 311°k − = 44 100 311 100 354 02516,0..5,0.67,5 Qr Qr = 15,84 w/m ➢ Calor de convecção forçada: CTm = + = 5,61 2 3885 0,028 0,02377 61,5 x 0,0000686 K =+= w/ m °C RamT =+= 7,6025,61 5 9 492 23 560 7,602 120555,0 8,430 019,0 + = mT 020107,0= g/ms ++ −+ + = 1005,616416000 1005,616416000 5,61003671 1293 37,1044= g/m3 Vd =Re Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 51 de 52 17,797 020107,0 37,104402516,061,0 Re = = 2)17,797(log03553,017,797log3153,007403,0[10)3885(028,0 ++−−= Qc 54,57=Qc w/m ➢ Corrente: ( ) 8500364,082,0 1000 1005,0 85 +=CR ( ) 310.11316,085 −=CR Ω/km 0,702 1011316,0 612,1754,5784,15 3 = −+ = − I A Exemplo: idem exemplo 5 com convecção natural ( ) 25,175,0 25,0 5,075,0 388502516,0 020107,0 37,1044028,0 6886,0 − =Qc 45,31=Qc w/m 512 1011316,0 612,1745,3184,15 3 = −+ = − I A Exemplo: idem exemplo 5 com v = 0,8 m/s 5,1045Re = 2)5,1045(log03553,05,1045log3153,007403,0[10)3885(028,0 ++−−= Qc 35,66=Qc w/m 4,755 1011316,0 612,1735,6684,15 3 = −+ = − I A Transmissão de Energia Elétrica I Digitalizada 2019.1 pág 52 de 52 obs.: ( )2050 20 1 1 50 −+ = ( ) ( )TRCR += 5015053
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