FORNECIMENTO DE ENERGIA

ELÉTRICA NAS TENSÕES DE

69 kV, 138 kV e 230 kV

SUMÁRIO

1- TERMINOLOGIA_______________________________________ 3 2- INTRODUÇÃO ________________________________________ 5 3- LEGISLAÇÃO _________________________________________ 5 4- CONDIÇÕES GERAIS DE FORNECIMENTO ___________________ 5 4.1- TENSÃO NOMINAL: _______________________________________________ 6 4.2- PONTO DE ENTREGA: _____________________________________________ 6 4.3- LIMITE DE DEMANDA:_____________________________________________ 6

5- CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA ELÉTRICO DA COPEL _________ 7 6- ORIENTAÇÃO GERAL PARA ESTUDOS DA VIABILIDADE DO ATENDIMENTO__________________________________________ 7 7- APRESENTAÇÃO DO PROJETO DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS: ___ 9 7.1- PROJETO ELÉTRICO ______________________________________________ 9 7.2- PROJETO DO SISTEMA DE MEDIÇÃO ________________________________ 12 7.3- PROJETO DE SISTEMA TRANSFER-TRIP______________________________ 12

8- RESPONSABILIDADES: ________________________________ 13 9- ACORDO OPERATIVO: _________________________________ 13 10- ENERGIZAÇÃO DAS INSTALAÇÕES: ______________________ 13 11- EXIGÊNCIAS BÁSICAS DE PROJETO PARA A CONSTRUÇÃO DA SUBESTAÇÃO __________________________________________ 14 11.1- ESTRUTURAS__________________________________________________ 14 11.2- BARRAMENTOS ________________________________________________ 15 11.3- ARRANJOS DE ENTRADA_________________________________________ 16 11.4- EQUIPAMENTOS _______________________________________________ 16 11.4.1- Seccionadoras _____________________________________________ 16 11.4.2- Pára-Raios ________________________________________________ 16 11.4.3- Disjuntor: _________________________________________________ 17 11.4.4- Transformadores de Força: ___________________________________ 17

11.5- MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO: ______________________________________ 18 11.6- PROTEÇÃO GERAL DE ENTRADA: __________________________________ 20 11.7- MALHA DE TERRA:______________________________________________ 20

REFERÊNCIA BIBILIOGRÁFICA ____________________________ 21 ANEXO I______________________________________________ 22 ANEXO I______________________________________________ 22 ANEXO II _____________________________________________ 32

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1- TERMINOLOGIA ACORDO OPERATIVO: acordo celebrado entre as partes que descreve e define as atribuições, responsabilidades e procedimentos necessários ao relacionamen-to técnico-operacional entre as mesmas; ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica, autarquia especial que tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comerciali-zação de energia elétrica, criada pela Lei nº 9.427 de 26 de dezembro de 1996; “BAY”: Estrutura civil, eletromecânica e elétrica onde será montado o disjuntor, transformadores de instrumentos e pára-raios e demais dispositivos objetivando a interligação do circuito oriundo da contratante com a estação da contratada; CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica: pessoa jurídica de direi-to privado, sem fins lucrativos, que atua sob autorização do poder concedente (a União Federal) e regulação e fiscalização da ANEEL, com a finalidade de via-bilizar as operações de compra e venda de energia elétrica entre os Agentes da CCEE, restritas ao Sistema Interligado Nacional – SIN, cuja criação foi autoriza-da nos termos do art. 4° da Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004, e do De-creto n° 5.177, de 12 de agosto de 2004; COD – Centro de Operação de Distribução: Centro responsável pela coordena-ção da operação e dos serviços de campo, dotado de um sistema digital que permite monitorar e, quando necessário, telecomandar os equipamentos de sua área de influência no sistema de distribuição; COE – Centro de Operação de Estações: Centro de operação de subestações, dotado de um sistema digital que lhe permite monitorar e, quando necessário, telecomandar as subestações de sua área de influência no sistema de transmis-são; COMISSIONAMENTO: Ensaios, testes e inspeções a serem executados nos e-quipamentos após a montagem e antes da entrada em operação dos mesmos; CLIENTE LIVRE: Consumidor que pode escolher seu fornecedor de energia, desde que atenda os requisitos legais contemplados na Lei 9074, de 07 de julho de 1995, e demais resoluções pertinentes emitidas desde essa data. DGCL: Departamento de Grandes Clientes da Superintendência Comercial de Distribuição; IAP: Instituto Ambiental do Paraná; ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico: agente, instituído pela Lei n° 9.648, de 1998, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 2004, responsável

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pela coordenação e controle da operação de geração e da transmissão de ener-gia elétrica do Sistema Interligado Nacional – SIN; PONTO DE ENTREGA: ponto de conexão do sistema elétrico da concessionária com as instalações elétricas da unidade consumidora, caracterizando-se como o limite de responsabilidade do atendimento; PROCEDIMENTOS DE REDE: documentos elaborados pelo ONS com a participa-ção dos agentes do setor elétrico e aprovados pela ANEEL, que estabelecem os procedimentos e requisitos técnicos necessários ao planejamento, implantação, uso e operação do Sistema Interligado Nacional – SIN; e as responsabilidades do ONS e dos agentes; REDE BÁSICA: conjunto de linhas, subestações e demais equipamentos associ-ados de tensão igual ou superior a 230 kV, conforme definido na Resolução ANEEL nº 166, de 31 de maio de 2000; REDE ELÉTRICA DA COPEL: conjunto integrado pelos Sistemas de Transmissão e Distribuição da Copel; SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA COPEL: conjunto de linhas e demais equipa-mentos associados de tensão inferior a 230 kV com função de distribuição dire-ta ou em média tensão (34,5 e/ou 13,8 kV) ou através de transformadores de distribuição; SISTEMA DE TRANSMISSÃO DA COPEL: conjunto de linhas, subestações e de-mais equipamentos associados de tensão igual ou superior a 230 kV; TENSÃO PRIMÁRIA DE DISTRIBUIÇÃO: Tensão nominal de operação igual ou superior a 2,3 kV e inferior a 230 kV.

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2- INTRODUÇÃO O objetivo deste manual é estabelecer as condições gerais e requisitos técnicos necessários para o fornecimento de energia elétrica às instalações consumido-ras atendidas pela COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA – COPEL, através de sistemas com tensões nominais de 69 kV, 138 kV e 230 kV. As recomendações contidas neste manual técnico não implicam em qualquer responsabilidade da COPEL com relação à qualidade de materiais, à proteção contra riscos e danos à propriedade, ou ainda, à segurança de terceiros. Este manual poderá ser em qualquer tempo modificado, no todo ou em parte, por razões de ordem técnica ou regulatória. 3- LEGISLAÇÃO As condições de fornecimento de energia elétrica são estabelecidas pela Agen-cia Nacional de Energia Elétrica –ANEEL, através da Resolução N. 456, de 29 de novembro de 2000. Os equipamentos e instalações das unidades consumidoras deverão seguir os requisitos exigidos pela ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas,e, na ausência de normas específicas da ABNT, deverão ser obedecidas as últimas edições das normas internacionais notoriamente reconhecidas. Acessos às instalações da Copel consideradas integrantes da REDE BÁSICA (230 kV) merecem uma análise mais detalhada, devendo ser precedidas de consulta do acessante ao Ministério das Minas e Energia – MME e de parecer de acesso do Operador Nacional do Sistema – ONS, nessa ordem. A Copel poderá fornecer as orientações e informações preliminares para o acesssante iniciar as tratativas junto ao MME. 4- CONDIÇÕES GERAIS DE FORNECIMENTO Toda consulta e aprovação de documentação referente a estudos de viabilidade de acesso ou a atendimento a ampliações de instalações já existentes, bem como projetos de implantação de novas unidades consumidoras no sistema elé-trico da Copel nas tensões de 69 kV, 138 kV e 230 kV, deve ser encaminhada ao Departamento de Grandes Clientes: Diretoria de Distribuição Superintendência Comercial de Distribuição Departamento de Grandes Clientes Rua José Izidoro Biazetto, 158 – bloco C 81200 – 240 - Curitiba – PR

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A COPEL não se responsabiliza pela proteção dos equipamentos internos do consumidor. Este deverá ser responsável pela proteção adequada e eficiente de toda a sua instalação. Caberá à Copel definir o ponto de conexão do acessante no sistema elétrico, a tensão de fornecimento, bem como as obras de conexão necessárias. Nos casos em que a opção seja pelo atendimento em 230 kV, caberá ao ONS a definição do ponto de conexão no sistema elétrico, após aprovação do Ministério das Minas e Energia - MME. As opções de atendimento sempre serão indicadas considerando a qualidade e a confiabilidade do sistema, associadas aos menores custos globais de conexão. Os equipamentos referentes às obras de conexão da Linha de Distribuição e do “bay” deverão atender às especificações da Copel. Toda unidade consumidora deverá ser vistoriada antes da energização e deverá estar com os respectivos projetos referentes à conexão aprovados pela Copel. A conexão do acessante não poderá interferir nas condições normais de forne-cimento de energia a outros acessantes já conectados ao sistema elétrico. 4.1- TENSÃO NOMINAL: O estabelecimento dos níveis de tensão de energia elétrica, bem como a definição dos limites de variação das tensões em regime permanente a serem observadas pelas concessionárias e permissionárias do serviço público estão regulamentados pelas Resoluções ANEEL 505 de 26/11/2001 e 676 de 19/12/2003. As tensões contratadas com todos os consumidores da Copel e coincidentes com as tensões nominais de operação do sistema são 69 kV, 138 kV e 230 kV. 4.2- PONTO DE ENTREGA: Considera-se ponto de entrega o pórtico de entrada da subestação do cliente, em conformidade com o disposto no Art.9 da Resolução Aneel 456/2000. 4.3- LIMITE DE DEMANDA: Para demandas iguais ou superiores a 2500 kW, a unidade consumidora poderá ser atendida em tensão primária de distribuição. A definição da tensão de atendimento será feita pela COPEL, de acordo com a Resolução 456 de 29 de novembro de 2000 da Agencia Nacional de Energia Elétrica -ANEEL, considerando as informações do consumidor, o planejamento e a disponibilidade do sistema.

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5- CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA ELÉTRICO DA COPEL As características elétricas principais de planejamento do sistema de distribuição e transmissão da COPEL são:

Características / tensão 69 kV 138 kV 230 kV

nível básico de isolamento (kV) 350 550 950 Potência de curto-circuito trifásico simétrico máximo (MVA)

2.500 5.000 16.000

Potência de curto-circuito fase-terra simétrico máximo (MVA)

2.500 5.000 16.000

Aterramento do sistema Neutro efetivamente aterrado Regulação de tensão no barramento do consumidor (kV)

65,55 a 72,45

131,10 a 144,90

218,5 a 241,50

Proteção das linhas de transmissão relés de distância, para faltas entre fases, e relés direcionais de sobrecorrente de terra, para faltas à terra.

6- ORIENTAÇÃO GERAL PARA ESTUDOS DA VIABILIDADE DO ATEN-DIMENTO Nesta fase, o consumidor poderá solicitar informações essenciais para sua instalação elétrica para fins de estudos de viabilidade. Para verificação da compatibilidade da instalação com o sistema elétrico da Copel, o consumidor deverá fornecer dados técnicos essenciais para estudo de atendimento, conforme estabelecido nos itens a seguir: Deverá ser encaminhada à COPEL, aos cuidados do Departamento de Grandes Clientes, uma consulta prévia contendo as seguintes informações: • Razão social, endereço e CNPJ do cliente; • Ramo de atividade; • Nome e endereço do responsável para tratar do assunto junto à COPEL; • Licença ambiental (licença prévia – LP ou relatório de inspeção ambiental -

RIA) emitida pelo Instituto Ambiental do Paraná – IAP; • Planta de situação do imóvel onde será feita a ligação, com indicação da

área destinada à subestação. A planta deverá estar referenciada a vias públicas oficiais existentes na região ou linhas da COPEL;

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• As coordenadas geográficas do local onde se pretende implantar a subestação rebaixadora;

• Data prevista para o término da subestação e início de operação comercial da instalação;

• Previsão da demanda máxima para o início do funcionamento das instalações e para as expansões previstas nos 5 (cinco) anos subseqüentes ao início do funcionamento;

• Regime de operação (número de dias por semana e horas por dia); • Informações sobre o processo industrial que permitam caracterizar as

necessidades em termos de confiabilidade e regulação de tensão de suprimento;

• Confirmação da instalação de grupos geradores isolados do sistema com funcionamento somente em regime de emergência. Caso este dado se confirme, apresentar os seguintes dados: Número de geradores; Potência instalada; Filosofia de operação e sistema de intertravamento.

• Relação de cargas especiais que possam vir a causar oscilações de tensão, desequilíbrios de corrente ou distorção na forma de onda de tensão do sistema da COPEL, a saber: a) Fornos elétricos a arco / fornos de indução:

• características gerais do forno; • Potência nominal do transformador rebaixador em kVA; • potência máxima de curto-circuito do forno, vista do primário do

transformador, estando o mesmo no tap que resulte em maior tensão secundária;

• tipo de retificação e número de pulsos do retificador; • características de operação (ciclo de fusão, número de corridas por dia,

material a ser fundido, capacidade de carga do forno); • harmônicos característicos gerados (ordens e amplitudes); • existência ou não de meios de compensação de distúrbios.

b) Motores síncronos e assíncronos a partir de 500 cv:

• tipo do motor; • potência nominal em cv; • potência requerida na condição de rotor bloqueado e plena tensão; • tipo de partida (direta, compensadora, estrela-triângulo, “soft-starters”,

inversores) • número de partidas por hora/dia; • dispositivos de partida e suas características técnicas; • tempo médio de partida.

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c) Retificadores (controlados ou não) com potência maior que 500 kW:

• potência em kW; • tipo de ligação da ponte retificadora e número de pulsos; • forma da onda de corrente típica com o equipamento operando num sistema

supridor de capacidade infinita; • freqüências características resultantes da operação do equipamento e valor

das correntes harmônicas, em ampéres, em condições normais de operação e na perda de um grupo conversor. d) Outras cargas que também podem provocar perturbações significativas: Inversores de freqüência para controle de motores CA, compensadores estáticos, cargas controladas por tiristores, laminadores, tração elétrica, etc.

Partida de motores de grande porte, chaveamento de reatores, bancos de ca-pacitores e outras cargas que provoquem variação de tensão, após o regime transitório correspondente, não deverão exceder a ∆V% conforme expressão a seguir: 15 ∆V% = --------

3 + √n

∆V% - máxima variação percentual de tensão admissível em relação à tensão nominal entre fases no Ponto de Entrega; n - número de variações de tensão por minuto. A instalação de grupos geradores próprios de consumidores em paralelo com o sistema elétrico depende de autorização e aprovação dos respectivos projetos pela Copel. 7- APRESENTAÇÃO DO PROJETO DAS INSTALAÇÕES ELÉTRICAS: 7.1- PROJETO ELÉTRICO

O cliente deverá enviar o projeto ao Departamento de Grandes Clientes, em duas etapas: - 1ª Etapa: 2 (duas) vias para pré-análise; - 2ª Etapa: 3 (três) vias para aprovação definitiva.

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O projeto elétrico deverá contemplar os seguintes elementos: a) Planta de situação da subestação, com a localização do ponto de entrega de

energia, mostrando o traçado previsto para a entrada do alimentador; b) Plantas e cortes transversais e longitudinais da subestação, edificações e

cubículos destinados à proteção , medição e transformação na subestação receptora, incluindo os cubículos de proteção dos alimentadores em tensão secundária, sempre que este for maior que 1KV . A escala adotada deve ser claramente indicada. As distâncias entre as partes vivas e a terra deverão ser cotadas;

c) Diagrama unifilar e trifilar geral com indicação esquemática da proteção,

intertravamento, inclusive a atuação dos mesmos, bem como da medição. O diagrama unifilar deverá abranger a instalação desde o ponto e entrada de energia até a transformação para baixa tensão. Quando houver interligação entre os secundários destes transformadores, esta deverá figurar no diagrama;

d) Diagrama funcional da proteção, controle, sinalização e alarme da instalação

de alta tensão, incluindo os disjuntores de transferência automática e/ou paralelismo automático momentâneo, se for o caso;

e) Memorial descritivo, contendo de forma sucinta o sistema básico de

operação da instalação, sua filosofia e equipamentos de proteção incluindo características dos relés empregados, detalhes do intertravamento dos equipamentos e demais esclarecimentos necessários a boa interpretação do projeto;

f) Especificação dos equipamentos e materiais conectados à alta tensão,

acompanhados de catálogos contendo as características técnicas dos mesmos;

g) Características básicas dos transformadores de força com apresentação do

relatório de ensaios de rotina e desenho da placa de identificação dos mesmos;

h) Levantamento da curva de saturação dos TC’s de proteção geral de entrada

e de medição de faturamento, quando for o caso; Relacionar a carga instalada e a demandada, por grupos, indicando somente os totais de cada um dos grupos a seguir: • Iluminação; • Cargas Resistivas; • Motores Síncronos; • Obs. Discriminar cada máquina com as características elétricas principais; • Motores Assíncronos;

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• Obs: Além dos totais do grupo, discriminar os motores com potência igual ou superior a 5% da potência de transformação da SE principal, indicando;

• Potência, número de pólos, tipo de rotor, sistema e condições de partida. Cargas Especiais (fornos a arcos e de indução, laminadores, retificadores estáticos comandados ou não, etc); Obs: Discriminar detalhadamente as características elétricas de cada uma destas cargas, as quais somente poderão ser conectadas ao sistema da Copel, após estudos relativos às perturbações que as mesmas possam provocar. i) Banco de Capacitores; j) Desenho da malha de terra, especificando resistividade do solo e resistência

máxima de aterramento prevista. Indicar também o tipo de acabamento superficial do solo (grama ou brita). Cálculo de malha de terra, indicando os valores máximos de potencial de passo e de toque suportáveis e produzidos pela malha em pontos internos e externos, cálculo da resistência de aterramento, conforme a norma IEEE/80 e dimensionamento dos condutores;

k) Localização proposta para conjunto de medidores; l) Detalhamento do cubículo destinado à instalação do conjunto de medidores

e equipamentos acessórios, com o objetivo de impedir acesso de elementos não credenciados aos equipamentos de medição. Deverão ser claramente indicados os dispositivos destinados à colocação do lacre (conforme o caso especificar a medição padrão ONS descrita nos procedimentos de rede módulo 12);

m) Cálculo de curto-circuito trifásico e fase-terra no(s) primário(s) do(s)

transformador(es) e barramento do(s) secundário(s); n) Estudo de coordenação e seletividade das proteções (no caso de

equipamentos digitais disponibilizar o arquivo de parametrização); o) Dimensionamento dos alimentadores: A memória de cálculo relativa ao

dimensionamento dos ramais internos nos trechos compreendidos até os quadros de distribuição de B.T. deverá ser apresentada para análise;

p) Partida de Motores: Quando utilizado motores de indução com potência em

cv igual ou superior a 5% da potência em kVA instalado em transformação nas SE’s do consumidor, deverá ser apresentado a memória de cálculo de queda de tensão resultante no ponto de entrega;

q) Anotação de Responsabilidade Técnica – ART do CREA referente ao projeto

elétrico, devidamente preenchida e autenticada mecanicamente;

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r) Licença Ambiental de Operação da unidade industrial emitida pelo IAP. 7.2- PROJETO DO SISTEMA DE MEDIÇÃO Em casos de consumidores livres, com sistema de medição de faturamento no padrão CCEE/ONS, deverá ser apresentado o projeto do sistema de medição de faturamento, conforme submódulo 12 dos Procedimentos de Rede. Este projeto deverá contemplar os seguintes elementos: a)Memorial descritivo da instalação b)Cálculo de perdas nos cabos da instalação c)Diagrama unifilar e trifilar da instalação d)Diagrama elementar e)Lista de cablagem f)Detalhes das caixas de junção dos Transformadores de instrumentos g)Diagrama com a disposição dos equipamentos na caixa ou painel de medição 7.3- PROJETO DE SISTEMA DE TRANSFERÊNCIA DE DISPARO (“ TRANSFER-TRIP”) Em casos específicos, o projeto do sistema de comunicação e transferência de disparo deverá ser apresentado para aprovação. O mesmo deve incluir: a) Diagrama unifilar; b) Diagramas lógicos; c) Esquemas elementares de proteção e controle; d) Disposição dos painéis; e) Detalhes dos serviços auxiliares; f) Sistema Digital de supervisão e controle; g) Lista de fiação e cablagem. 7.4 PRAZOS PARA A APRESENTAÇÃO DA DOCUMENTAÇÃO: O prazo para a análise dos projetos é de 30 dias após a data de apresentação do mesmo. Toda a documentação do consumidor deverá ser apresentada em tempo hábil de forma a possibilitar que a análise e aprovação pela Copel ocorra com uma antecedência mínima de 60 dias da energização das instalações.

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8- RESPONSABILIDADES: O projeto das instalações internas é de responsabilidade do consumidor, através de pessoa física ou jurídica devidamente habilitada pelo CREA. Todos os desenhos referentes ao projeto devem ter a assinatura do técnico responsável com a indicação de seu registro no CREA. A Copel verificará a coordenação dos ajustes da proteção geral com o sistema elétrico, apresentado pelo acessante, e certificará que os equipamentos e arranjos propostos estão em conformidade com os requisitos necessários. 9- ACORDO OPERATIVO: Os sistemas elétricos que interligam as concessionárias e os clientes merecem atenção especial no que tange a desligamentos programados para manutenção ou desligamentos involuntários decorrentes da atuação da proteção. A instalação do cliente possui peculiaridades próprias no aspecto operacional, e a COPEL possui filosofia, normas e instruções que regem a operação de seu sistema elétrico. O ACORDO OPERATIVO tem por objetivo padronizar a terminologia usada na operação e normalizar os procedimentos que envolvem a interligação, em tensão de distribuição e transmissão, entre a COPEL e o cliente, além de relacionar os responsáveis, de ambas as partes, pelos procedimentos, de forma a atender às necessidades de ordem técnica, de segurança e de confiabilidade na operação. O ACORDO OPERATIVO é elaborado pela COPEL e encaminhado para o cliente e deverá ser assinado antes da energização de suas instalações. 10- ENERGIZAÇÃO DAS INSTALAÇÕES: Com o ACORDO OPERATIVO devidamente acordado e assinado por ambas as partes, a energização definitiva das instalações dependerá de vistoria e testes finais na subestação do consumidor, realizados pela Copel. A aprovação da ligação ficará condicionada à emissão do relatório de vistoria das instalações do consumidor, devidamente aprovado e assinado pelo representante da Copel – Departamento de Grandes Clientes, conforme anexo II. A efetiva energização das instalações do consumidor ficará condicionada à aprovação do projeto elétrico, incluindo o sistema de medição, pela Copel - Departamento de Grandes Clientes, conforme requisitos do item 6 e da apresentação da licença Ambiental de operação da instalação, emitida pelo IAP. A vistoria deverá ser programada com 10 dias de antecedência e somente será realizada após a aprovação definitiva do projeto elétrico pela Copel e da apresentação de toda documentação necessária, conforme itens 5 e 6.

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Nesta oportunidade, testes no sistema de comando, intertravamento, sinalização e operação da proteção geral, dentre outros, deverão ser efetuados com o acompanhamento da Copel. 11- EXIGÊNCIAS BÁSICAS DE PROJETO PARA A CONSTRUÇÃO DA SUBESTAÇÃO

11.1- ESTRUTURAS Deverão ser construídas em concreto ou aço galvanizado a fogo. A utilização de qualquer outro material está sujeita a aprovação da COPEL. a) Pórtico de entrada: deverá resistir a um esforço de tração, no ponto de amarração dos condutores, conforme a tabela I:

Características / tensão 69 kV 138 kV 230 kV

Tração por cabo fase (kgf) 1000 1500 2000 Tração por cabo de cobertura (kgf) 600 800 1000

tabela I - esforços de tração, por condutor, em kgf A altura mínima das vigas, acima do solo, é mostrada na tabela II. Dependendo da topografia do terreno, de acessos e de proximidade com estradas, novas medidas deverão ser adotadas pelo projetista para que fiquem em conformidade com as normas pertinentes.

Característica / tensão 69 kV 138 kV 230 kV

Altura mínima das vigas (m) 8,00 12,00 16,00 tabela II - altura mínima das vigas, em metros

As distâncias mínimas de afastamento, no ponto de amarração dos condutores, entre condutores fase, e entre condutor fase (externo) e a coluna do pórtico, são mostradas na tabela III:

Características / tensão 69 kV 138 kV 230 kV Distância mínima entre condutores fase no ponto de amarração (m)

1,50 3,00 4,00

Distância mínima entre condutor fase (externo) e o centro da coluna do pórtico (m)

1,00 2,00 3,00

tabela III - distâncias mínimas no ponto de amarração dos condutores, em metros No caso do uso de apenas um cabo de cobertura, o ângulo de proteção poderá ser, no máximo, de 30 graus. Se forem usados dois cabos de cobertura, o ângulo de proteção poderá ser, no máximo, de 45 graus para os condutores

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compreendidos entre os cabos de cobertura, e 30 graus para os condutores externos. b) Estruturas para suporte de equipamentos: deverão ser adequadas às cargas impostas pelos equipamentos, e de altura tal que obedeça a distância mínima de 2,50 m entre o limite inferior das superfícies isoladoras dos equipamentos e o solo acabado. 11.2- BARRAMENTOS a) Isoladores: devem possuir um nível básico de isolamento, conforme mostrado na tabela IV:

Características / tensão 69 kV 138 kV 230 kV

Nível básico de isolamento (kV) 350 550 950 tabela IV - NBI dos isoladores dos barramentos

No caso de regiões industriais ou marítimas, onde o nível de poluição é mais elevado, recomenda-se o uso de um nível de isolamento mais elevado, conforme exemplifica a tabela V, ou a adoção de isoladores de construção especial, resistentes à poluição.

Características / tensão 69 kV 138 kV 230 kV

Nível básico de isolamento (kV) 450 750 1050 tabela V - exemplo de NBI para regiões com níveis elevados de poluição

b) Espaçamentos mínimos: a tabela VI mostra os espaçamentos mínimos, em centímetros, exigidos para o projeto dos barramentos:

Espaçamentos mínimos / tensão 69 kV 138 kV 230 kV Entre fases

Barras rígidas (cm) 80 150 250 Barras flexíveis (cm) 125 250 400

entre fases e terra Barras rígidas (cm) 70 130 150 Barras flexíveis (cm) 100 200 270

entre fases e solo Barras rígidas (cm) 310 370 400 Barras flexíveis (cm) 340 430 510

tabela VI - espaçamentos mínimos, em centímetros Em qualquer dos níveis de tensão, a altura mínima entre o solo acabado e a parte inferior das porcelanas isoladoras deve ser de 2,50 m.

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Os espaçamentos para barras rígidas foram considerados sem inclusão da flecha, ou seja, barras perfeitamente rígidas. Assim sendo, os espaçamentos indicados não incluem as margens para flecha. No caso de barras flexíveis, foi considerada uma flecha máxima de 32 cm para a tensão de 69 kV, de 60 cm para a tensão de 138 kV, e de 100 cm para a tensão de 230 kV. 11.3- ARRANJOS DE ENTRADA O cliente deverá informar o arranjo mais adequado a suas necessidades e submeter à aprovação da Copel – Departamento de Grandes Clientes, quanto aos detalhes técnicos. Algumas sugestões de arranjos de entrada são mostradas no anexo, figuras 1, 2, 3, 4 e 5. 11.4- EQUIPAMENTOS 11.4.1- Seccionadoras Serão de tipo tripolar, de operação simultânea, com acionamento manual ou elétrico, sendo que as seccionadoras de entrada deverão possuir dispositivos de aterramento no lado da linha da COPEL, com bloqueio elétrico e/ou mecânico , e com as seguintes características mínimas (tabela VII):

Características / tensão 69 kV 138 kV 230 kV Corrente nominal (A) 600 600 1250 Corrente de curta duração, em 1 segundo (kA)

20 20 40

Nível básico de isolamento (kV) 350 550 950 tabela VII - características mínimas das seccionadoras

As seccionadoras de entrada deverão ser mecanica e/ou eletricamente intertravadas com os disjuntores de entrada e deverão estar perfeitamente visíveis para constatação da abertura e fechamento quando operadas remotamente. 11.4.2- Pára-Raios Serão de tipo estação, classe 10 kA, próprios para sistema efetivamente aterrado. As tensões nominais são mostradas na tabela VIII. Deve ser empregado um conjunto de 3 (três) pára-raios por circuito de alimentação, localizados antes das seccionadoras de entrada e ligados diretamente aos condutores de entrada.

Características / tensão 69 kV 138 kV 230 kV Tensão nominal eficaz (kV) 60 120 192

tabela VIII - tensões nominais dos pára-raios, em kV

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11.4.3- Disjuntor: Deverá ser com acionamento tripolar, próprio para instalação externa, com meio de interrupção através de gás ou óleo e mecanismo de operação à mola, projetada para operar através de motor de corrente contínua, tensão nominal(48/125Vcc) e com dispositivo de desligamento capaz de desempenhar sua função, em obediência a um comando elétrico ou mecânico, em qualquer estágio de uma operação de ligar (“trip-free”). O mecanismo de operação será de tipo de energia acumulada, possuindo o circuito de fechamento características de proteção anti-bombeamento (“anti-pumping”). O tempo total de interrupção será inferior a 5 (cinco) ciclos – 83,3 ms, na base de 60 Hz, e capacidade de ruptura simétrica mínima conforme a tabela X:

características / tensão 69 kV 138 kV 230 kV capacidade de ruptura simétrica mínima (kA)

20 20 40

tabela X - capacidade de ruptura simétrica mínima do disjuntor, em kA A tensão auxiliar mínima para os circuitos de abertura e fechamento será de 48V (corrente contínua), recomendando-se 125V (corrente contínua) para essa finalidade. O circuito de abertura será necessariamente alimentado por corrente contínua proveniente de baterias de capacidade adequada, mantidas em regime de flutuação automática por um carregador. 11.4.4- Transformadores de Força: Os transformadores de força poderão ser unidades trifásicas ou unidades monofásicas constituindo bancos trifásicos. O enrolamento primário deverá ter ligação em estrela com isolamento pleno e neutro acessível. A bucha H0 de neutro deverá ter o mesmo valor de NBI das buchas das fases. Quanto ao enrolamento secundário serão admitidas as seguintes ligações: a) Triângulo b) Estrela Neste caso deverá haver um enrolamento terciário, conectado em triângulo devidamente dimensionado para absorção de harmônicos e esforços de curto-circuito (potência mínima para o enrolamento terciário: 35% da nominal do primário).

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O nível básico de isolamento mínimo para o enrolamento primário é mostrado na tabela XI:

características / tensão 69 kV 138 kV 230 kV nível básico de isolamento (kV) 350 550 950

tabela XI - NBI do enrolamento primário dos transformadores, em kA

Devido à ampla faixa de variação de tensão, inerente à operação dos sistemas de transmissão, os transformadores deverão possuir comutação automática sob carga no primário, para regulagem da tensão, com variações dadas na tabela XII, em pelo menos 17 degraus:

características / tensão 69 kV 138 kV 230 kV faixa de operação do enrolamento primário com comutador automático, em Kv

58,65 a 72,45

117,30 a 144,90

200 a 240

tabela XII - faixa de operação do enrolamento primário

11.5- Medição para Faturamento: A medição para faturamento será feita logo após o(s) disjuntor(es) de entrada, sendo alimentada por um ou dois conjuntos de transformadores de medida, instalados de maneira indicada nas figuras 6, 7, 8 e 9 do anexo I ou conforme descrita nos procedimentos de rede do ONS- Operador Nacional do Sistema Elétrico, módulo 12, se for o caso de atendimento à consumidores livres ou alimentados em 230 kV. Clientes livres são responsáveis, financeiramente, pela instalação de todo o sistema de medição de faturamento. Caso o consumidor esteja ligado diretamente na rede básica, o medidor princi-pal deverá possibilitar também a avaliação dos aspectos de qualidade de ener-gia elétrica (QEE) através da medição do valor da tensão eficaz em regime permanente e dos valores de tensão resultantes de eventos do tipo variação de tensão de curta duração (VTCD). a) Transformadores de potencial e corrente: a COPEL poderá fornecer conforme o caso, os transformadores de medida. Caberá, entretanto, ao cliente a responsabilidade de instalação dos equipamentos em questão, devendo, para tanto, prever bases com capacidade para suportar 1000 kgf, de acordo com os detalhes dimensionais dos transformadores, fornecidos em época oportuna. Os transformadores de potencial e corrente, destinados à medição de faturamento, são de uso exclusivo da COPEL, e não poderão, em princípio, alimentar outras cargas além dos medidores de faturamento.

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Deverão ter as seguintes classes de exatidão: 0,3P200 e 0,3C50 respectivamente. Para os casos de consumidores livres, os equipamentos devem ser fornecidos pelo próprio consumidor, e deverão estar em conformidade com as especificações da Copel. Neste caso, os fabricantes dos respectivos equipamentos deverão estar homologados na Copel. Antes do fornecimento, o consumidor deverá encaminhar à Copel - Departamento de Grandes Clientes - os desenhos dos respectivos equipamentos com as relações de transformação e classe de exatidão propostas para aprovação. b) Instalação dos medidores de faturamento: serão instalados conforme uma das seguintes opções escolhidas pelo cliente: • em caixa apropriada, com as dimensões mostradas na figura 6 do anexo I,

fixada à parede, no interior da casa de comando da subestação; • em caixa apropriada instalada dentro de cubículo de alvenaria exclusivo, no

pátio da subestação; • em caixa apropriada, instalada dentro do painel de medição, na casa de

comando da subestação. Neste caso, o projeto do cubículo/painel de medição deverá ser submetido à aprovação da Copel.

c) Instalação dos cabos de controle: os cabos de controle serão fornecidos, instalados e identificados pelo cliente, desde os TP’s e TC’s de medição até a caixa de instalação dos medidores, em número de 8 (oito), sendo 4 (quatro) na cor vermelha, bitola 4 mm2 , e 4 (quatro) na cor preta, bitola 2,5 mm2, para distâncias até 30 metros. Para distâncias superiores a 30 metros, o cliente deverá entrar em contato com a COPEL. Os cabos serão instalados em eletroduto de aço galvanizado, diâmetro 32 mm, com caixas de passagem (a serem lacradas após instalação dos medidores) a cada 15 metros. Os eletrodutos poderão ser instalados dentro de canaletas exclusivas ou aproveitando-se as canaletas já existentes para cabos com outras finalidades, desde que haja espaço para a instalação do eletroduto e caixas de passagem. Nos casos de consumidores livres, o projeto do sistema de medição deve prever que os condutores utilizados para interligação dos secundários dos TPs aos e-lementos de potencial dos medidores, devem ser especificados de modo a não introduzir um erro na medição superior a 0,05% para fator de potência igual a 0,8. O cabo utilizado deve ser multicondutor blindado e os condutores não utilizados e a blindagem devem ser aterrados juntos ao painel ou cubículo de medição.

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d) Equipamentos de comunicação Os equipamentos de comunicação deverão ser instalados em caixa independentes em conjunto com a instalação de canal de comunicação exclusivo com a CCEE - Câmara de Comercialização de Energia, se for o caso. 11.6- PROTEÇÃO GERAL DE ENTRADA: a) Transformadores de corrente: os transformadores de corrente para proteção geral de entrada serão, no mínimo, da classe de exatidão B10F20C200 ou A10F20C200 se for o caso. Deverão ser escolhidos e adquiridos pelo consumidor, com aprovação da COPEL. Os transformadores de corrente deverão ser instalados antes dos disjuntores de entrada correspondentes, e utilizados exclusivamente para a alimentação dos relés de proteção de entrada. Para outras finalidades, dependerá da aprovação da COPEL. Deverão ser capazes de suportar os seguintes valores de corrente (tabela IX):

Características / tensão 69 kV 138 kV 230 kV Corrente dinâmica (kA, pico) 37,5 37,5 80

tabela IX - características dos TC’s para proteção geral de entrada

b) Relés de proteção: devem ser compostos de elementos temporizados e instantâneos de sobrecorrente de fase e de neutro. Os ajustes serão definidos com base nos valores de curto-circuito calculados pelo consumidor, proporcionando coordenação da proteção geral de entrada com o sistema supridor. Se necessário, poderão ser utilizados relés direcionais de sobrecorrente. Qualquer alteração dos ajustes somente deverá ser feita com a autorização da Copel. Cabe ao consumidor a instalação de sistema de proteção secundária adequada para os equipamentos internos em sua instalação. Recomenda-se que os relés digitais devam ser adquiridos com o mesmo protocolo de comunicação padronizado pela Copel (DNP3.0) para permitir a integração com o sistema de automação e operação da Copel , caso seja necessário. 11.7- MALHA DE TERRA: A malha de terra deverá ser dimensionada para uma corrente de curto-circuito fase-terra a ser informada ao cliente, para cada caso específico. O projeto deverá atender às especificações da norma NBR14039, observadas as recomendações da norma ANSI/IEEE STD 80 -1986.

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O tempo máximo adotado para eliminação do defeito será de 1 (um) segundo. A resistência máxima de terra deverá ser de 5 (cinco) ohms, em qualquer época do ano. Os condutores de terra serão, preferencialmente, de cobre, facultado o uso de condutores de aço cobreado (Copperweld ou similar). Para instalações em até 138 kV, a bitola mínima do cabo deverá ser 70 mm2. Para instalações com tensão superior a 138 kV a bitola mínima do cabo deverá ser 120 mm2.

REFERÊNCIA BIBILIOGRÁFICA

NBR14039-INSTALAÇÕES DE MEDIA TENSÃO

NBR 5410- INSTALAÇÕES ELÉTRICAS DE BAIXA TENSÃO

NR-10- NORMA REGULAMENTADORA INSTALAÇOES E SERVIÇOS EM ELETRICIDADE

ANSI/IEEE STD 80 -1986 GUIDE FOR SAFETY IN AC SUBSTATION

GROUNDING

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ANEXO I ARRANJOS DE ENTRADAS

FIGURA 1

FIGURA 2

REV.04 - MAI/2007 23

FIGURA 3

FIGURA 4

REV.04 - MAI/2007 24

FIGURA 5

CAIXA PARA MEDIÇÃO HORO-SAZONAL (verificar os procedimentos de rede do ONS, módulo 12, se for o caso)

FIGURA 6

REV.04 - MAI/2007 25

ARRANJO PARA TRANSFORMADORES DE CORRENTE MEDIÇÃO DA COPEL

FIGURA 7

REV.04 - MAI/2007 26

ARRANJO PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIAL - MEDIÇÃO DA COPEL

FIGURA 8

REV.04 - MAI/2007 27

DETALHE DA CAIXA DE DERIVAÇÃO

FIGURA 9

A caixa deverá ser conectada à malha de terra por cabo de cobre, bitola mínima 70 mm2 para instalações até 138 kV e bitola 120 mm2 para instalações com

tensão superior a 138 kV.

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FIGURA 10

REV.04 - MAI/2007 29

SISTEMA DE MEDIÇÃO

FIGURA 11

REV.04 - MAI/2007 30

FIGURA 12

REV.04 - MAI/2007 31

PLANTA DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS

FIGURA 13

CORTE DA SUBESTAÇÃO

FIGURA 14

REV.04 - MAI/2007 32

ANEXO II

COPELCOMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA

RELATÓRIO DE VISTORIA DA SUBESTAÇÃO DO ACESSANTE ITEM PROCEDIMENTO

R P A

1 Identificação e verificação da disposição dos equipamentos,

conforme o projeto

2 Inspeção visual dos equipamentos elétricos de AT e cubículos

de MT

3 Verificação das condições de acesso da Subestação

4 Verificação do sistema de aterramento da Subestação(portões,

cercas, cubículos, equipamentos e partes metálicas)

5 Sistema de sinalização(placas de advertência)

6 Verificação das instalações de medição para faturamento

7 Verificação das instalações de proteção da Subestação

8 Execução do teste de intertravamento entre seccionadora

geral de entrada e o disjuntor principal

-

9 Verificação da abertura do disjuntor

10 Verificação da parametrização do relé principal, conforme o

estudo de proteção previamente analisado pela Copel.

11 Execução do teste para comprovação da parametrização do

relé principal nas funções instantâneas e temporizadas de fase

e de neutro nas funções de sobrecorrente 50/51, 50/51N e nas

funções direcionais 67,67N, 32, 46,81.27 e 59 , se for o caso

12 Verificação das curvas do relé principal, nas funções de

sobrecorrente instantâneas e temporizadas fase e de neutro

13 Verificação da ligação dos enrolamentos do(s) transforma-

dor(es) de força_

14 Verificação do sistema dead-line(barra viva e linha morta) na

SE Copel na SE Elevadora do acessante (para acessantes de

geração)

15 Verificação da Licença Operação Ambiental – IAP

16 Verificação da ART do projeto elétrico da instalação

R- Recusado P –Pendente(c/ressalvas) A –Aceito NA – Não Aplicável Observações

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Responsável pela Vistoria

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