Geração, transmissão e distribuição de energia elétrica

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GERAÇÃO, TRANSMISSÃO E
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA 
ELÉTRICA
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Bruno César Couto Nolepa
Londrina 
Editora e Distribuidora Educacional S.A. 
2020
GERAÇÃO, TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO DE 
ENERGIA ELÉTRICA
1ª edição
3
2020
Editora e Distribuidora Educacional S.A.
Avenida Paris, 675 – Parque Residencial João Piza
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Dados Internacionais de Catalogação na Publicação (CIP)
__________________________________________________________________________________________ 
Nolepa, Bruno César Couto
N791g Geração, transmissão e distribuição de energia elétrica/ 
Bruno César Couto Nolepa, – 
 Londrina: Editora e Distribuidora Educacional S.A. 2020.
 42 p.
 ISBN 978-65-86461-23-7
1. Energia Elétrica.2. Geração de energia I. Nolepa, 
Bruno César Couto. Título. 
 
CDD 621.31 
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SUMÁRIO
Geração de energia elétrica _________________________________________ 05
Transmissão de energia elétrica ____________________________________ 18
Distribuição de energia elétrica _____________________________________ 30
Modelagem e projetos de sistemas de geração, transmissão e 
distribuição de energia ______________________________________________ 42
GERAÇÃO, TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA 
ELÉTRICA
5
Geração de energia elétrica
Autoria: Bruno César Couto Nolepa
Leitura crítica: Ary Paixão Borges Santana Junior
Objetivos
• Conhecer os componentes da geração de energia 
elétrica.
• Compreender os fundamentos da geração de 
energia proveniente de usinas hidroelétricas, 
termoelétricas e eólicas.
• Descrever o funcionamento de usinas de geração de 
energia elétrica.
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1. Geração de energia elétrica
A energia elétrica tem um papel significativo no desenvolvimento 
econômico e produtivo de uma região. Ao longo dos anos, esse serviço 
tornou-se praticamente naturalizado devido à alta dependência que a 
sociedade atual possui em relação à energia elétrica. Tanto a operação 
das fábricas e dos sistemas de comunicação quanto o fornecimento 
de alimentação, conforto, segurança e entretenimento às pessoas 
dependem diretamente da eletricidade.
Embora ainda haja pessoas no Brasil que não têm acesso à energia 
elétrica, esse número diminuiu consideravelmente em 2003, com o 
programa “Luz para todos” do Governo Federal (BARROS, 2014), a 
partir do qual o sistema elétrico brasileiro recebeu investimentos para 
interligar extensas regiões com linhas de transmissão, aumentando seu 
alcance.
Se o consumo de energia elétrica atualmente já é expressivo, com a 
popularização de carros elétricos e o previsível aumento de dispositivos 
eletrônicos atuando com a internet das coisas, a tendência é que esse 
consumo aumente. Por isso e por um apelo de caráter ambiental, cada 
vez mais se tem intensificado uma preocupação global com os impactos 
e custos da geração dessa energia.
Neste material, você irá estudar a etapa da Geração de Energia Elétrica, 
tendo como base as principais fontes de geração, seus fundamentos 
e seus equipamentos que compõem o Sistema Elétrico de Potência no 
Brasil.
1.1 Fundamentos
O setor elétrico está em constante desenvolvimento e no futuro sofrerá 
ainda mais mudanças, incentivadas por questões ambientais e de 
7
mercado, o que acarreta novas políticas de desenvolvimento tecnológico 
no setor (REIS, 2015). Há variações quanto à organização dos sistemas 
elétricos no mundo, devido às diferenças na matriz elétrica1, mas 
em geral todo o Sistema Elétrico de Potência é dividido em Geração, 
Transmissão, Distribuição, Comercialização e Consumo de Energia 
Elétrica, como descrito na Figura 1.
Figura 1 – Descrição do Sistema Elétrico de Potência
Fonte: Blume (2007, p. 4).
O sistema elétrico pode ser interligado ou isolado. No caso do Brasil, 
ele é altamente interligado, chamado de Sistema Interligado Nacional 
(SIN), com exceção apenas para parte da região Norte, dividida pela 
Floresta Amazônica, devido à distância envolvida (BARROS, 2014).
Na rede interligada, caso uma usina seja impedida de injetar energia 
elétrica na rede, a carga pode ser atendida por outras usinas, a fim de 
evitar interrupção no abastecimento, sendo essa é uma das principais 
vantagens no sistema interligado. Naturalmente, há uma disparidade 
entre a distribuição espacial e temporal das cargas em relação à 
disponibilidade geográfica dos recursos de geração, também por isso 
são utilizados sistemas interligados.
1 Conceitualmente, matriz energética engloba fontes de energia no geral, e matriz elétrica considera as fon-
tes que são utilizadas para energia elétrica somente. 
8
O sistema interligado é projetado para que, mesmo ocorrendo uma 
falha na geração ou transmissão, não haja o desabastecimento de todo 
o sistema, já que ele deve conseguir desligar estágios localizados da 
rede (BARROS, 2014). Em outras palavras, uma falha pode afetar outras 
regiões, mas os prejuízos e o alcance das falhas são minimizados.
Por fatores geográficos ou econômicos, nem sempre os sistemas 
interligados conseguem atender a toda a população, e esse é um dos 
motivos que leva à construção de sistemas isolados para atender a locais 
não cobertos pelos sistemas interligados, pelo menos como solução 
temporária.
O planejamento centralizado de geração normalmente consiste em 
um sistema de geração de grande porte, localizado a certa distância dos 
centros consumidores, o que exige grandes obras de transporte (REIS, 
2015):
a. Para a transmissão da energia gerada em hidrelétricas: as linhas 
de alta tensão que conectam a Usina Hidrelétrica de Itaipu ao 
estado de São Paulo por mais de 800 km, por exemplo.
b. Para combustíveis em sistemas termelétricos: por gasodutos, 
transporte ferroviário, marítimo, entre outros.
Já o planejamento descentralizado de geração, visando ao 
abastecimento local e próximo às cargas, consiste em projetar Pequenas 
Centrais Hidrelétricas (PCHs), sistemas solares e eólicos, exemplifica Reis 
(2015). O autor ainda ressalta o conceito de cogeração, que é a geração 
simultânea de outra forma de energia além da elétrica, sendo, por isso, 
uma aliada na busca por eficiência energética (REIS, 2015).
As tomadas de decisão contemplam principalmente aspectos financeiros, 
mas têm levado em conta também fatores ambientais e sociais. Ambos 
os tipos de planejamento se aplicam a sistemas isolados; entretanto, o 
planejamento centralizado costuma ser aplicado em sistemas interligados.
9
A geração distribuída é a geração de energia elétrica de pequeno porte, 
direcionada a um consumidor final específico próximo. Esse tipo de 
geração, embora dispense grandes investimentos com transporte, possui 
outras limitações, o que pode torná-lo inviável financeiramente (REIS, 2015).
Outra característicaimportante na geração de energia elétrica é quanto à 
fonte adotada, se é classificada como renovável ou como não renovável. 
As fontes da geração hidrelétrica, solar e eólica são renováveis, pois 
são renovadas pela natureza e, assim, estão em consonância com a 
sustentabilidade. Já as termelétricas podem adotar fontes renováveis, 
como a biomassa, que é oriunda de rejeitos ou materiais orgânicos, ou as 
fontes não renováveis, encontradas de maneira finita na natureza, como o 
carvão mineral, o gás ou os derivados de petróleo. Essa classificação está 
apresentada na Figura 2 a seguir.
Figura 2 – Classificação das fontes renováveis e não renováveis
Fonte: elaborada pelo autor.
10
Cada fonte possui vantagens e desvantagens que devem ser conhecidas 
pelo profissional que atua na área de planejamento ou operação da 
geração de energia elétrica. Sendo assim, elas serão discutidas ao longo 
deste material.
1.2 Hidrelétricas
A geração hidrelétrica é uma das melhores, mais baratas e limpas fontes 
de energia, mesmo considerando as adversidades sociais e ambientais 
envolvidas na construção de barragens e reservatórios (PINTO, 2014). 
Isso porque as usinas hidrelétricas possuem baixa manutenção e 
costumam ter vida útil longa, mais de 100 anos.
Ao aproveitar a energia cinética da água para convertê-la em energia 
potencial mecânica capaz de acionar o conjunto turbina-rotor-gerador, 
gera a energia elétrica. Entre as fontes renováveis, é a mais popular para 
a geração de eletricidade.
As turbinas hidráulicas são uma das formas mais eficientes de conversão 
de energia, chegando a 90% de eficiência (ANEEL, 2002). Embora não 
seja a forma de geração mais utilizada no mundo, é a forma mais 
comum no Brasil, visto que possuímos um dos maiores potenciais 
hídricos do mundo por meio das bacias dos rios Amazonas, Tocantins, 
Paraná e São Francisco (PINTO, 2014).
Quanto ao potencial de capacidade de geração, a ANEEL (2002) classifica 
as usinas hidrelétricas em:
• CGH – Central Geradora Hidrelétrica: até 1 MW.
• PCH – Pequena Central Hidrelétrica: entre 1 e 30 MW.
• UHE – Usina Hidrelétrica de Energia: maior que 30 MW.
11
Alguns aspectos de projeto interferem no rendimento das hidrelétricas, 
sendo eles o potencial de geração, a altura de queda d’água e a vazão, 
esta última controlada quando há barragens e reservatórios. Com 
base nesses aspectos, existem diferentes tipos de turbinas, sendo as 
principais organizadas conforme apresentado no Quadro 1.
Quadro 1–Descrição dos principais tipos de turbinas para 
hidrogeradores
Modelo de Turbina Aplicação indicada Aspecto construtivo Funcionamento
Pelton
Elevado desnível 
de queda d’água.
Conchas ao 
redor do rotor.
Válvula para 
controlar a injeção 
de água e manter a 
rotação constante.
Francis
Quedas d’água na 
faixa de 40 a 400 m.
Pode ser instalada 
na posição vertical 
ou horizontal.
O escoamento da 
água em seu interior 
é perpendicular ao 
eixo da máquina.
Kaplan
Menor queda 
d’água, na faixa 
de 20 a 50 m.
A água atinge 
as hélices e 
movimentam o eixo 
ligado ao gerador.
Considerada 
uma evolução da 
turbina Francis.
Bulbo
Reduzida queda 
d’água ou “fio 
d’água”, até 20 m.
Infraestrutura de 
turbina e gerador 
compacta. 
É uma configuração 
da turbina Kaplan.
Fonte: baseado em Barros (2014) e Pinto (2014).
Figura 3 – Turbina hidráulica: a) Pelton; b) Francis; c) Kaplan
a) 
12
b) 
c) 
Fonte: Envinergy (2020).
Além das turbinas, outros componentes formam o sistema hidrelétrico 
de geração, tais como as estruturas hidráulicas, que incluem a barragem; 
o vertedouro; o reservatório; e as comportas d’água (PINTO, 2014).
De acordo com Pinto (2014), na operação de uma usina hidrelétrica, 
existem dois fenômenos que merecem atenção:
• Cavitação: é a vaporização da água quando esta está sujeita a altas 
velocidades e, por consequência, a baixas pressões.
• Golpe de aríete: é um pico de pressão, devido à abrupta 
interrupção do escoamento de um líquido a partir do fechamento 
de uma válvula (REIS, 2015).
13
1.3 Termelétricas
A termelétrica utiliza o calor produzido na queima de combustíveis 
em caldeiras para obter energia potencial mecânica capaz de mover 
a turbina. A usina termelétrica tem um funcionamento muito similar 
à usina hidrelétrica e, como todas as fontes descritas neste material, 
pertence à fase de geração no sistema elétrico.
As fontes para esse sistema podem ser não renováveis, tais como óleo 
diesel ou outros derivados do petróleo, carvão mineral, gás natural e 
urânio enriquecido, como também podem ser renováveis, tais como 
a biomassa e o bagaço de algumas plantas (PINTO, 2014). Além de a 
maioria das fontes de uma termelétrica ainda ser não renovável, outros 
impactos indesejáveis no meio ambiente são o uso abundante de água 
para resfriamento dos equipamentos e a poluição atmosférica que 
algumas fontes causam, com efeitos negativos sobre a saúde humana e a 
vegetação da região (ANEEL, 2002). Entre os combustíveis menos poluentes 
da matriz termelétrica brasileira, em relação aos gases do efeito estufa, 
estão a biomassa e a energia nuclear (BARROS, 2014), por isso o Brasil é 
considerado um país pouco poluente quando comparado a outros países.
Visando a um projeto ainda mais consciente em relação ao meio ambiente, 
no Brasil, já se utilizam resíduos urbanos (lixo) como fonte de termelétricas 
(REIS, 2015). Os aterros Bandeirantes e São João estão localizados na 
cidade de São Paulo e, como todo aterro, geram naturalmente biogás na 
degradação dos resíduos lá destinados. Assim, por meio de um sistema 
de coleta, condução, tratamento e compressor, esses aterros produzem 
energia elétrica na queima do biogás (MMA, 2020).
Nesse tipo de projeto, além da geração de energia elétrica, o objetivo 
também é o tratamento de resíduos. A energia elétrica é gerada por 
meio da incineração dos resíduos ou ainda pela queima do gás metano, 
que é resultado da decomposição anaeróbica de lixo doméstico ou 
resíduos de propriedades rurais na criação de animais.
14
Madeira em forma de lenha, carvão vegetal ou toras podem gerar 
uma grande quantidade de resíduos que podem ser aproveitados na 
geração de energia elétrica, porém o custo do transporte destes até 
a usina pode inviabilizar essa geração. Em contrapartida, o estado de 
São Paulo é o maior produtor nacional de cana-de-açúcar, e o fato 
de centralizar os processos de produção em extensões contínuas 
beneficia o aproveitamento do bagaço da cana para queima na 
termelétrica, barateando o processo de geração de energia (ANEEL, 
2002), o que pode ser uma solução para a produção de eletricidade 
na região.
1.4 Nuclear
Assim como nas termelétricas, a energia nuclear também é obtida 
pelo vapor produzido a partir do calor da queima de um combustível. 
A diferença da fonte nuclear é que o processo de fissão do urânio 
no reator para gerar o calor é bem mais complexo que a queima 
de um combustível, como óleo diesel ou biogás (ANEEL, 2002). Essa 
complexidade envolvida também reflete na segurança e nos custos com 
o destino dos rejeitos nucleares, o que faz essa fonte não estar entre o 
grupo das mais promissoras no mundo todo.
O Brasil possui as usinas Angra I, Angra II e Angra III, com as duas 
primeiras em operação. Entretanto, a energia nuclear também não é 
vista como uma fonte presente de forma massiva no futuro do Brasil, 
porque, além de sermos o país que possui o melhor potencial de fontes 
renováveis do mundo, para a nossa economia, esse tipo de geração não 
é o mais rentável (PINTO, 2014).
1.5 Sistemas solares
A energia elétrica gerada por meio da luz solar (fotovoltaica) é obtida 
por meio do processo de conversão de fótons contidos na luz solar, 
15
realizado pelas células solares. Essa conversão depende de condições 
atmosféricas, de latitude local e do dia e da hora do ano, fatores que 
interferem na radiação solar (ANEEL, 2002). A região Nordeste é a que 
possui os maiores índices de radiação solar no Brasil, mas outras regiões 
tambémapresentam um grande potencial energético.
Entre as vantagens da energia solar, podemos destacar (PINTO, 2014):
• É uma energia limpa, inclusive com processos controlados na 
fabricação dos equipamentos em relação à poluição.
• Necessitam de pouca manutenção.
• Com a popularização dos sistemas, os painéis têm se tornado mais 
potentes e econômicos.
• Como a sua infraestrutura não é muito complexa, a produção se 
justifica em locais próximos ao consumo, minimizando custos com 
a transmissão.
Os sistemas solares podem ser implementados de três formas:
• Totalmente isolado.
• Convertendo a energia produzida em desconto na fatura da 
concessionária, que é o mais comum para adesão voluntária.
• Híbrido: além do desconto na fatura, existe um banco de 
baterias para armazenar a energia produzida. Isso faz com que 
o consumidor não fique sem energia em períodos de pouca ou 
nenhuma incidência solar, só pague para a concessionária as taxas 
obrigatórias e consiga manter um crédito com ela sempre que a 
produção exceder o consumo.
16
1.6 Sistemas eólicos
A energia eólica é obtida por meio da energia cinética contida nas 
massas de ar em movimento, por meio da utilização de turbinas eólicas, 
os chamados aerogeradores (ANEEL, 2002). É importante ressaltar que 
as condições ideais de vento para a produção de energia elétrica só 
estão presentes em cerca de 13% do território mundial, e o Brasil faz 
parte dessa pequena parcela privilegiada.
O sistema de energia eólica é, além de renovável, pouco poluidor, o que 
fez com que esse tipo de geração tenha ganhado muita visibilidade nos 
últimos anos. No Brasil, esse era considerado um modelo construtivo 
custoso quando comparado à hidroeletricidade, porém ele se expandiu 
com o apoio do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia 
Elétrica (PROINFA), instituído pelo Governo Federal, em 2004, o que 
auxiliou na fabricação de tecnologia para os parques eólicos brasileiros 
(BARROS, 2014).
Em países como Alemanha, Estados Unidos, Espanha, Dinamarca, Índia 
e Holanda, existem grandes fazendas eólicas, e lá, quando comparado 
a outras fontes de energia, a energia eólica tem um custo mais atrativo 
(REIS, 2015).
Assim como as outras fontes renováveis de energia, a eólica é uma fonte 
que está em pleno crescimento no Brasil e no mundo. Estudos técnicos 
estão cada vez mais avançados para obter o máximo de rendimento na 
geração de energia, bem como na eficiência energética do sistema como 
um todo.
A relação custo-benefício é uma constante quando se fala em 
investimento em infraestrutura. Porém, mais do que isso, é muito 
importante aproveitar os recursos da matriz energética existente na 
região e buscar soluções com cogeração e aproveitamento consciente 
das fontes, sendo esse o futuro para a geração de energia.
17
Referências Bibliográficas
ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Atlas de energia elétrica do Brasil. 
Brasília: ANEEL, 2002.
BARROS, B. F. de. Geração, transmissão, distribuição e consumo de energia 
elétrica. São Paulo: Érica, 2014.
BLUME, S. W. Electric Power System Basics for the Nonelectrical Professional. 
New Jersey: IEEE PRESS, 2007.
ENVINERGY Conseil & Transaction. Hidroeletric Power Plants, 2020. Disponível em: 
https://www.envinergy.com/hydroelectric-plant-operation-s789.html. Acesso em: 18 
jan. 2020.
IEA. International Energy Agency. Data and Statistics. 2017. Disponível em: https://
www.iea.org/data-and-statistics. Acesso em: 15 jan. 2020.
MMA. Ministério do Meio Ambiente. Aproveitamento energético do biogás de 
aterro sanitário. 2020. Disponível em: https://mma.gov.br/cidades-sustentaveis/
residuos-solidos/politica-nacional-de-residuos-solidos/aproveitamento-energetico-
do-biogas-de-aterro-sanitario.html. Acesso em: 26 jan. 2020.
PINTO, M. O. Energia elétrica: geração, transmissão e sistemas interligados. Rio de 
Janeiro: LTC, 2014.
REIS, L. B. dos. Geração de energia elétrica. 2. ed. Barueri: Editora Manole, 2015.
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Transmissão de energia elétrica
Autoria: Bruno César Couto Nolepa
Leitura crítica: Ary Paixão Borges Santana Junior
Objetivos
• Conhecer os fundamentos e componentes da 
transmissão de energia elétrica. 
• Compreender as características dos tipos de linha de 
transmissão de energia. 
• Compreender a necessidade dos diferentes níveis de 
tensão, bem como os aspectos regulatórios de linhas 
de transmissão.
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1. Transmissão de energia elétrica
A transmissão de energia elétrica é parte do sistema elétrico de 
potência, normalmente composto pelas etapas de geração, transmissão 
e distribuição (GTD). Embora haja formas de geração de energia que 
se encontrem próximas aos consumidores, em sistemas isolados, a 
maioria da operação de GTD no Brasil precisa levar a energia gerada 
pelas usinas por longas distâncias até chegar aos consumidores. Os 
sistemas isolados correspondem a cerca de 0,6% no país, de acordo com 
o Anuário Estatístico de Energia Elétrica (EPE, 2019).
Em sistemas interligados, como o adotado em grande parte do 
Brasil, chamado de Sistema Interligado Nacional (SIN), há certa 
complexidade em garantir que a energia gerada esteja disponível 
para o consumidor final com um mínimo de perdas, atendendo a 
requisitos de segurança, de qualidade, de confiabilidade e financeiros. 
Os sistemas interligados têm como principal objetivo democratizar o 
acesso à energia elétrica nas diversas regiões do país, inclusive nos 
grandes centros consumidores e naqueles que possuem escassez de 
recursos para geração de energia. As linhas de transmissão têm seu 
desempenho analisado quanto aos indicadores de disponibilidade e à 
taxa de interrupções, calculando o percentual de tempo disponível e o 
número de desligamentos por 100 km de linha por ano, para avaliar se 
a operação é satisfatória (BARROS, 2014).
Em regiões muito afastadas dos pontos de geração ou com 
obstáculos no percurso, são utilizados os sistemas isolados, 
principalmente na região Norte. No entanto, o que se tem observado 
é um aumento na extensão da área coberta pelo SIN, como mostra a 
Figura 1.
20
Figura 1 – Evolução da abrangência das linhas de transmissão no Brasil
Fonte: adaptada de Eletrobrás (2018).
As linhas de transmissão no Brasil operam sob a responsabilidade 
de concessionárias que participaram de leilões públicos. Elas, então, 
são responsáveis por implantar e operar a rede que liga as usinas aos 
centros de cargas, que na prática são as instalações das companhias 
distribuidoras, sendo sua qualidade de serviço aferida por meio de 
indicadores de disponibilidade do sistema de transmissão.
21
1.1 Transmissão em CA e transmissão em CC
A transmissão de energia elétrica pode ocorrer em Corrente Alternada 
(CA) ou em Corrente Contínua (CC), e, embora seja mais comumente 
encontrada a transmissão em CA, as linhas CC possuem características 
importantes a serem conhecidas.
A primeira linha de transmissão CA foi instalada nos Estados Unidos 
em 1889. Mesmo em 1890, já com discussões sobre transmitir em CC, 
o fato de a CA conseguir transmitir alta-tensão em longas distâncias fez 
com que se tornasse o padrão na época. Somente na década de 1950 
surgiram as válvulas de mercúrio, capazes de transmitir alta-tensão com 
custo viável em longas distâncias por corrente contínua, dando origem 
aos sistemas HVDC (High Voltage Direct Current), que operam no mundo 
todo (PINTO, 2014).
Os sistemas HVDC, também conhecidos como CCAT (Corrente Contínua 
em Alta Tensão), avançaram ao longo do tempo por meio da eletrônica 
de potência e de dispositivos semicondutores e hoje são mais vantajosos 
que os sistemas em CA em transmissões subterrâneas ou submarinas, 
com a interligação de sistemas com diferentes frequências, quando há 
necessidade de controle do fluxo de energia com uma rápida resposta 
ou em grandes distâncias (REIS; SANTOS, 2014).
De acordo com a Itaipu (2020), no Brasil, para interligar essa usina 
do lado paraguaio, que opera com uma frequência de 50 Hz, com a 
subestação de Ibiúna, em São Paulo,no padrão brasileiro de 60 Hz, 
é utilizada uma rede CCAT com capacidade de transmissão contínua 
de 6300 MW, em cerca de 600 kV, um recorde de tensão operativa no 
período de seu lançamento, em 1984.
Entre as vantagens de cada transmissão, Pinto (2014) e Reis e Santos 
(2014) destacam:
22
• Transmissão CC:
• Ausência de fenômenos como indutância e capacitância, que 
geram perdas ao sistema.
• Consequentemente, equações menos complexas para 
controlar o sistema, por manipular grandezas constantes.
• Ausência de problemas de instabilidade na linha.
• Maior transmissão de potência por condutor.
• Menores perdas por efeito corona e menor radiointerferência.
• Melhor desempenho transitório.
• Maior confiabilidade.
• Não afeta níveis de curto-circuito.
• Sua vantagem econômica se dá, principalmente, por não 
necessitar de estações intermediárias e por utilizar menos 
condutores, dois ou até mesmo um; se o fio terra for usado 
como retorno, o custo das torres de sustentação é reduzido.
• Transmissão CA:
• Motores com alimentação CA têm custo menor.
• A alimentação CA permite a utilização de transformadores de 
tensão e de correntes.
• A transformação CA  CC é mais barata e simples que o 
contrário, bem como a manutenção nas subestações.
• A potência pode ser gerada em altas-tensões.
23
Pinto (2014) também apresenta algumas desvantagens da transmissão 
CC, como a quantidade de potência reativa ser relativamente alta nas 
estações conversoras; a manutenção dos isoladores ter a necessidade 
de ser mais frequente; as perdas adicionais nos transformadores 
conversores; a necessidade de refrigeração eficiente para dissipar 
o calor do sistema; e os componentes tiristores de alta potência 
apresentarem um custo considerável.
Em geral, as linhas de transmissão operam por meio da tecnologia FACTS 
(Flexible AC Transmission Systems) ou HVDC, e, como muitas vezes a decisão 
é tomada seguindo fatores econômicos, adotou-se um comparativo que 
tem sido utilizado no mundo todo: se o sistema necessitar de uma linha 
de transmissão maior que a distância de 600 km, utiliza-se a linha CC; se 
for menor, a CA é mais econômica (PINTO, 2014).
A tendência é que a transmissão por CCAT aumente, já que é algo 
mundial, por estarem sendo projetadas usinas de geração de energia 
distantes dos grandes centros consumidores, seja por disponibilidade 
de recursos de geração por meio de hidrelétricas ou termelétricas, ou 
por escassez de fontes de geração em determinadas localidades. Uma 
alternativa é aproveitar a mesma infraestrutura já existente em CA e, por 
meio dos mesmos cabos condutores, operar em CC. Isso faz com que o 
sistema aumente sua potência, e, como justificativa, não seria necessário 
construir novas linhas, o que impactaria em mais tempo e em obtenção 
de novas licenças ambientais.
1.2 Fundamentos e componentes da transmissão de 
energia elétrica
As linhas de transmissão são constituídas por condutores de fase, torres 
que sustentam os condutores, cabos para-raios e isoladores, e seu circuito 
pode ser simples, duplo ou múltiplo. Para o processo de elevação e 
abaixamento das tensões, são necessários os transformadores.
24
As torres de transmissão são empregadas para suportar os condutores 
distantes do solo e existem em várias características construtivas, já 
que podem ser empregados feixes com um, dois ou mais condutores e 
consequentemente existir um ou dois cabos para-raios.
Quanto à disposição dos condutores, eles podem ser dispostos em 
plano ou lençol horizontal, vertical ou triangular. No modelo horizontal, 
sua vantagem é exigir menor altura de torre, sendo normalmente 
usados em circuito simples. Na disposição em plano ou lençol vertical, 
são usados quando o espaço pede limitação na largura, como em 
vias públicas, adotando circuitos simples e duplos. Já na disposição 
triangular, sua vantagem é exigir menor altura de torre, aceitando 
circuitos simples e duplos.
Quanto ao material, as torres podem ser de concreto, alumínio, madeira, 
aço e até de plástico reforçado. Dependendo das características do solo 
em que ficarão fixadas, elas podem ter quatro tipos de fundação, com 
estacas, sapatas, grelhas e tubulões (PINTO, 2014).
Os isoladores atuam no isolamento entre os potenciais de fase e a 
terra e sustentam mecanicamente os cabos. Já os para-raios estão em 
todas as torres, localizados acima de cada uma, aterrados no solo, e são 
essenciais para que descargas atmosféricas não danifiquem, em cascata, 
a linha de transmissão (LT), as subestações e seus equipamentos 
(BARROS, 2014). As esferas de cor laranja, que são vistas no cabo para-
raios, servem para sinalizar ao tráfego aéreo a presença de linha de 
transmissão.
1.3 Níveis de tensão e tipos de linha
Para conseguir vencer as grandes distâncias na transmissão de energia 
elétrica, é necessário que o sistema aumente consideravelmente a 
tensão na LT. Ao considerar a resistência intrínseca nos cabos, que 
aumenta conforme a distância, e uma mesma potência P, tensão U e 
25
corrente I, da relação P = U x I, percebemos que para manter a potência 
é necessário aumentar a tensão, porque aumentar a corrente impactaria 
em um condutor de maior seção, exigindo mais da infraestrutura de 
sustentação das torres.
A tensão que sai da usina é elevada a uma faixa que varia de 88 kV a 
750 kV e, ao chegar às subestações das distribuidoras, é rebaixada para 
o consumidor final a 127v ou 220v. Nos casos em que as indústrias 
operam entre 2,3 kV a 88 kV, elas recebem eletricidade por meio da 
rede de subtransmissão, que vem direto da subestação da distribuidora 
(ANEEL, 2008).
As tensões padronizadas no Brasil são (PINTO, 2014):
• Para transmissão em CA: 750, 500, 230, 123 e 69 kV.
• Para subtransmissão em CA: 138, 69 e 34,5 kV.
• Para transmissão em CC: 600 e 800 kV.
Pinto (2014) também apresenta a classificação quanto ao comprimento 
das LTs:
• Linhas de transmissão longas: maiores que 249 km.
• Linhas de transmissão médias: entre 80 e 249 km.
• Linhas de transmissão curtas: menores que 80 km.
Denomina-se de Rede Básica a infraestrutura de linhas de transmissão e 
subestações de tensão igual ou superior a 230 kV. Já as instalações das 
empresas de transmissão que operam em tensão inferior a 230 kV são 
chamadas de Demais Instalações de Transmissão (DIT), como descreve 
Barros (2014).
26
Os materiais utilizados nos condutores para obter melhor eficiência e 
economia nas transmissões mudaram ao longo dos últimos anos. O 
cobre foi massivamente utilizado até que o aço e o alumínio combinados 
passaram a oferecer melhores características de operação, com um 
preço que se tornou competitivo (PINTO, 2014). Para comparar os tipos 
de linha de transmissão, analisemos a Tabela 1.
Tabela 1–Descrição dos principais tipos de linhas de transmissão
Classificação dos 
condutores Descrição física Característica relevante
AAC (All Aluminium 
Conductor)
Composto por vários 
condutores de alumínio 
encordoados.
-
AAAC (All Aluminium 
Alloy Conductor)
Composto por ligas de 
alumínio de alta resistência.
Menor relação peso-
carga de ruptura.
Menores flechas.
Maior resistência elétrica 
entre os citados.
ACSR (Aluminium 
Conductor Steel-
Reinforced) ou CAA 
(Cabos de Alumínio 
com Alma de Aço)
Camadas concêntricas de 
alumínio sobre uma alma de 
cabo de aço galvanizado.
Suporta um ou mais 
condutores.
Resistência mecânica 
fornecida pela alma de aço.
ACAR (Aluminium 
Conductor, Aliminium 
Alloy Reinforced)
Camadas concêntricas de 
alumínio sobre uma alma 
de condutores de alumínio 
de alta resistência.
Ligeiramente maior 
relação peso-carga de 
ruptura que o ACSR.
Maior capacidade 
máxima de corrente 
elétrica no condutor.
Fonte: adaptada de Pinto (2014).
Barros (2014) exemplifica que nas linhas de transmissão aéreas 
costuma-se utilizar condutores nus de alumínio, por ser um material 
com boas características físicas e menor preço. Já nas transmissões 
subterrâneas, são mais utilizados os cabos de cobre, e, quandose faz 
necessário, por causa de obstáculos no ambiente, são utilizados cabos 
submarinos, por exemplo, isolados em Polietileno Reticulado (XLPE).
27
A partir das necessidades e especificidades de cada projeto, há variação 
na escolha dos tipos das linhas de transmissão, sendo a grande parte 
das linhas no Brasil do tipo ACSR (CAA).
1.4 Regulação de linhas de transmissão
Os aspectos legais no projeto de transmissão de energia elétrica 
são regidos pelas diretrizes da NBR-5422 (ABNT, 1985), bem como 
pelos “Procedimentos de Rede”, elaborados pelo Operador Nacional 
do Sistema Elétrico (ONS), em que são descritos requisitos elétricos, 
mecânicos e eletromecânicos (BARROS, 2014), como descrito no 
esquema da Figura 3.
Figura 3 – Requisitos documentados em “Procedimentos de Rede”, 
do ONS
Fonte: adaptada de Barros (2014).
28
Como as concessionárias são responsáveis pela disponibilidade e 
qualidade do sistema de transmissão em que operam, elas estão sujeitas 
a aferições, conforme Resolução Normativa ANEEL n. 729, de 2016, que 
define dois fatores de impacto financeiro: PV e RAP (ANEEL, 2016):
• Parcela Variável (PV): é um desconto na receita da empresa 
em função da não prestação adequada do serviço público de 
transmissão.
• Receita Anual Permitida (RAP): é um acréscimo na receita anual 
da empresa que apresenta desempenho excelente, com recursos 
provenientes exclusivamente da Parcela Variável.
A ANEEL (2016) considera para os cálculos de PV e RAP fatores de 
indisponibilidade como: atraso na entrada em operação, desligamento 
programado, outros desligamentos, padrão de frequência de outros 
desligamentos e ainda a intervenção de urgência.
O Artigo 4º da Resolução Normativa n. 729 apresenta:
A qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica será 
medida com base na disponibilidade e na capacidade operativa das 
instalações de transmissão, devendo o período da indisponibilidade e 
o período e a magnitude da restrição da capacidade operativa serem 
apurados pelo ONS para cada evento com duração igual ou superior a 1 
(um) minuto (..). (ANEEL, 2016, p. 3)
Nesse artigo, são apresentados as penalidades em decorrência dos 
fatores de indisponibilidade, os cálculos necessários e os detalhes de 
aplicação da lei e/ou ressalvas, com o objetivo de garantir qualidade da 
prestação de um serviço tão necessário para o país e para a população 
em geral.
Além de cumprir com os aspectos legais, a área de transmissão de 
energia deve estar preparada para evoluir sempre, em função dos novos 
29
modelos de geração e/ou de consumo de eletricidade. As transmissões, 
no Brasil e no mundo, passarão por modernização, principalmente no 
que tange às redes inteligentes e ao compartilhamento de infraestrutura 
com redes de dados. Nesses aspectos, os diferentes materiais e 
configurações impactam no melhor convívio de diferentes tecnologias, 
principalmente sob a ótica de interferências eletromagnéticas, custos, 
segurança e qualidade de operação.
Referências Bibliográficas
ABNT. Associação Brasileira de Normas Técnicas. ABNT NBR 5422: projeto de linhas 
aéreas de transmissão de energia elétrica. Rio de Janeiro, ABNT, 1985.
ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Atlas de energia elétrica do Brasil. 
Brasília: ANEEL, 2008.
ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Resolução Normativa n. 729. Brasília: 
ANEEL, 2016.
BARROS, B. F. de. Geração, transmissão, distribuição e consumo de energia 
elétrica. São Paulo: Érica, 2014.
ELETROBRÁS. Mapas do Sistema Elétrico Brasileiro. Brasília: Eletrobrás, 2018.
ITAIPU. Geração. 2020. Disponível em: https://www.itaipu.gov.br/energia/geracao. 
Acesso em: 16 fev. 2020.
EPE. Empresa de Pesquisa Energética. Anuário Estatístico de Energia Elétrica - 
ano-base 2018. Rio de Janeiro: EPE, 2019.
PINTO, M. O. Energia elétrica: geração, transmissão e sistemas interligados. Rio de 
Janeiro: LTC, 2014.
REIS, L. B. dos; SANTOS, E. C. Energia elétrica e sustentabilidade: aspectos 
tecnológicos, socioambientais e legais. 2. ed. Barueri: Manole, 2014.
30
Distribuição de energia elétrica
Autoria: Bruno César Couto Nolepa
Leitura crítica: Ary Paixão Borges Santana Junior
Objetivos
• Compreender os conceitos que orientam a 
distribuição de energia elétrica. 
• Reconhecer os componentes presentes na 
distribuição da energia elétrica. 
• Conhecer os principais mecanismos de proteção dos 
sistemas de energia elétrica. 
31
1. Distribuição e consumo de energia
As empresas de distribuição de energia compram grandes quantidades 
de energia das empresas geradoras e recebem essa energia por 
meio da infraestrutura das empresas transmissoras. Sua prestação 
de serviço consiste em manter a rede de distribuição e as instalações 
técnicas operando até chegar aos consumidores da região em que atua 
(GRIMONI; GALVÃO; UDAETA, 2004).
Embora as etapas de geração e transmissão não possuam interferência 
direta dos consumidores, na etapa de distribuição, existem variações 
quanto à entrega de energia que alteram a configuração do sistema. 
Das linhas de transmissão, a energia chega em alta tensão nas Estações 
Transformadoras de Distribuição (ETDs), e lá seus níveis de tensão são 
abaixados, para que então a energia possa ser distribuída. Esse processo 
é sempre necessário, já que os níveis são elevados para alta-tensão 
durante a etapa de transmissão, a fim de minimizar as perdas (BARROS, 
2014).
Ainda na fase de distribuição, visando atender os consumidores 
menores, como os residenciais, além dessas subestações, também se faz 
necessário o uso de transformadores nos postes, para que os níveis de 
tensão fiquem compatíveis com os principais consumidores. Estes, por 
sua vez, possuem hábitos e características em suas cargas que definem 
a modalidade de transmissão, estando entre elas a quantidade de fases 
e o modelo tarifário.
A curva de carga, ou demanda, também deriva das características 
consumidoras e é definida como o valor médio de potência consumida 
em um intervalo de tempo. Essa medida é importante para demonstrar 
o consumo ao longo de um dia, uma semana, um mês ou um ano, com 
destaque para a variação e os picos de consumo, que impactam na 
prestação do serviço das distribuidoras (GRIMONI; GALVÃO; UDAETA, 2004).
32
A curva de carga do Sistema Interligado Nacional (SIN) está descrita no 
gráfico da Figura 1.
Figura 1 – Carga real de consumo no SIN no dia 01/02/2020
Fonte: adaptada de ONS (2020)
A região destacada no gráfico da Figura 1 é conhecida como “período de 
ponta” ou “hora de ponta”, que é um período que compreende a máxima 
demanda registrada no dia. A medição foi realizada pelo Operador 
Nacional do Sistema Elétrico (ONS), em um dia típico de verão. A curva 
de carga no Brasil pode variar de região para região e conforme a época 
do ano também.
Para garantir a qualidade da energia elétrica espera-se que o serviço 
atenda aos seguintes indicadores (GRIMONI; GALVÃO; UDAETA, 2004):
• Valor eficaz da tensão adequado para utilização.
• Função distribuição da tensão, com eixos similares aos do gráfico 
da Figura 1, porém em relação à entrega dos níveis de tensão aos 
consumidores.
33
• Frequência de violação de tensão, expressando as falhas quanto 
ao nível de tensão entregue.
• Distorção harmônica, considerado um aspecto negativo, pois 
distorce a forma do sinal de tensão ou de corrente.
Para que residências, comércios, indústrias, zonas rurais, hospitais, 
escolas e serviços como iluminação pública e sinalização recebam a 
energia elétrica, existe uma infraestrutura de rede de distribuição similar 
à de transmissão, com condutores, transformadores, equipamentos de 
fixação, controle e proteção dos circuitos de distribuição (BARROS, 2014).
1.1 Níveis de tensão da distribuição
Da mesma forma que linhas de transmissão existem em diferentes 
tensões, o sistema de distribuição de energia elétrica também é 
organizado em níveis de tensão, formados por circuitos de baixa, média 
e alta-tensão. Além das linhas de distribuição, linhasde transmissão 
entre 69kV e 138kV são chamadas de linhas de subtransmissão, sendo 
também de responsabilidade das distribuidoras (BARROS, 2014).
A caracterização em alta, média e baixa tensão se faz necessária 
inclusive para entender melhor o consumo resumido na curva de carga 
da Figura 1. O SIN como um todo possui um total diário, e é importante 
considerar que aquele é o resultante de três padrões de consumo que 
diferem muito ao longo do dia: residencial, industrial e iluminação 
pública.
O circuito residencial tem seu pico entre 18h e 22h, já a indústria utiliza 
muito mais energia na parte da manhã e da tarde, e a iluminação está 
configurada para utilizar durante a noite e a madrugada. Assim, faz-
se necessário dividir esses circuitos, pois a intensidade e densidade da 
carga, o nível de tensão, os parâmetros de configuração, a quantidade 
de fases e os tipos dos condutores são diferentes.
34
Com a intenção de ilustrar essa divisão, apresentamos um diagrama 
unifilar de um sistema de distribuição na Figura 2, organizando os níveis 
de distribuição em hierarquia.
Figura 2 – Diagrama unifilar de um sistema de distribuição
Fonte: adaptada de CSANYI (2016).
Como essas características são intrínsecas ao consumo, a distribuidora, 
então, tem que ter estratégias para atender à demanda, evitando 
circuitos ociosos e desperdício de energia.
1.2 Subestações e tipos de ligação nas redes de 
distribuição
A existência das subestações é devido aos procedimentos de elevação e 
abaixamento da tensão, fundamental na estratégia para diminuir as perdas 
no sistema de transmissão. Elas atuam no controle do fluxo de potência 
e alteração das tensões e correntes elétricas a fim de garantir segurança 
ao sistema elétrico, e podem ser de transmissão, subtransmissão e 
distribuição, atuando em baixa, média, alta e extra-alta tensão.
35
Para elevar as tensões no setor de geração de energia e então iniciar 
as transmissões, existem as Estações Transformadoras de Transmissão 
(ETT) e as Estações Transformadoras de Distribuição (ETC). As ETT são 
consideradas subestações de energia das concessionárias, já as ETC 
são conhecidas como subestações de energia dos consumidores, que 
abaixam a tensão para alimentar equipamentos existentes em sua 
instalação (BARROS, 2014).
Além de elevadora ou abaixadora, a subestação pode ser de manobra, 
utilizada para multiplicação e seccionamento de circuitos. Sob o mesmo 
nível de tensão de entrada e saída, ela permite a energização em trechos 
sucessivos do circuito de dimensões mais curtas, inserindo ou retirando 
esses trechos do serviço.
Quanto à sua constituição física e espacial, as redes de distribuição e as 
subestações podem ser aéreas e subterrâneas, conforme a necessidade 
e restrição do local de instalação, e ambas possuem vantagens e 
desvantagens. A Figura 3 apresenta uma subestação de sistema aéreo.
Figura 3 – Subestação aérea
Fonte: LobodaPhoto/iStock.com, 
36
Entre as vantagens do sistema aéreo, destacam-se: facilidade e baixo 
custo de instalação; manutenção e detecção de falhas; e simplicidade no 
projeto. Quanto às desvantagens, estão a necessidade de grande espaço 
físico e a vulnerabilidade quanto aos agentes externos e roubos. Já no 
sistema subterrâneo, a principal vantagem é a confiabilidade, embora 
demande maior dificuldade e tempo de instalação e custo mais elevado 
e sofra com a falta de mão de obra especializada.
Quanto ao tipo de ligação nas redes de distribuição, nos circuitos 
secundários, podem existir transformadores trifásicos ou monofásicos, 
e é a concessionária que disponibiliza o modelo a ser seguido pelos 
consumidores, como pode ser analisado na Figura 4.
A Figura 4 ilustra um modelo de distribuição de 13,8kV em Delta (triângulo) 
de neutro isolado, aterrado por meio de reator ou transformador de 
aterramento, com relação 3 < x0/x1 ≤ 10, frequência de 60Hz, para 
proteção contra faltas fase-terra, permitindo a ligação de transformadores 
de distribuição monofásicos entre fases e trifásicos em triângulo/estrela-
aterrado. Vp é a tensão primária e Vs é a tensão secundária.
Figura 4 – Sistema de Distribuição de 13,8 kV da COPEL
Fonte: COPEL (2017).
37
1.3 Componentes
A grande maioria dos equipamentos que garantem a segurança do 
sistema e das pessoas envolvidas é eletromecânica e é posicionada 
nas subestações, nas linhas de distribuição, de transmissão, no 
gerador, nas barras de saída do gerador, nas barras de alta-tensão, nos 
transformadores ou nos alimentadores. Nas subestações, os principais 
equipamentos são barramentos, linhas e alimentadores, disjuntores, 
religadores, chaves, reatores, transformadores, compensadores; e 
sistemas de proteção: relés, para-raios e fusíveis.
Os barramentos são barras de material com excelente condutância e 
boa rigidez e servem para redistribuir a corrente, podendo ser simples, 
duplos, seccionados; principais ou de transferência; com disjuntor; e em 
anel. Na Figura 2, eles são representado pela linha mais espessa.
Os disjuntores são equipamentos de proteção que operam abrindo e 
fechando circuitos, de acordo com a anormalidade detectada. Dada 
a natureza da aplicação, é necessária uma rápida desionização e 
resfriamento do arco elétrico.
As chaves agem seccionando, abrindo ou fechando os circuitos e podem 
ser chaves disjuntoras ou seccionadoras, sendo as primeiras os disjuntores 
de média e alta-tensão. A fim de extinguir o arco elétrico, os disjuntores 
podem usar óleo isolante, vácuo ou gás isolante SF6 (hexafluoreto de 
enxofre) (BARROS, 2014). Já as chaves seccionadoras abrem e fecham 
o circuito elétrico sem carga e sem corrente elétrica e costumam ser 
acionadas por um bastão de manobra ou por motor (BARROS, 2014).
O dispositivo mais elementar de proteção de sobrecorrente é o 
fusível, de custo baixo e sem exigência de manutenção. Ele serve 
para proteger transformadores e ramais de alimentadores laterais 
quando a intensidade da corrente que passa pelo fusível aumenta 
consideravelmente em razão de um curto-circuito ou sobrecarga.
38
A escolha do fusível depende da corrente nominal, da corrente de 
curto-circuito, da capacidade de ruptura (kA), da tensão nominal e 
da resistência de contato. Em geral, o fusível é mais barato que os 
disjuntores e opera com segurança em correntes de curto-circuito mais 
altas em menor tempo. O ponto negativo é que é precisa ser substituído 
após a isolação da falta.
O ramal de entrada está localizado nas subestações e é o conjunto 
de condutores que conectam o ponto de entrega da transmissora ou 
distribuidora aos terminais de entrada da subestação, seja aérea ou 
subterrânea (BARROS, 2014).
Os para-raios também estão localizados nas subestações com o 
objetivo de proteger os equipamentos das descargas atmosféricas, que 
podem elevar ou afundar a tensão e a corrente ou mesmo queimar os 
equipamentos. Eles costumam ser cabo, haste, formato gaiola ou tipo 
válvula (BARROS, 2014).
Um dispositivo que tem ajudado as concessionárias a reestabelecerem 
suas operações em caso de falhas é o religador. Ele é capaz de 
detectar sobrecorrente e, nesse caso, interromper o circuito e religá-lo 
automaticamente para reenergizar a linha.
Ainda no quesito segurança nas subestações, sabe-se que elas estão 
sujeitas a falhas como qualquer sistema com muitos componentes. 
Assim, considerando que ela atua no sistema interligado, na 
ocorrência de defeito, o circuito dessa subestação precisa ser isolado, 
principalmente para proteger o restante do sistema, evitando que essa 
falha se estenda e atinja mais pontos.
Para que a segurança esteja alinhada com a otimização dos recursos 
e com a qualidade da operação nas subestações, devem ser seguidos 
cinco pontos principais (BARROS, 2014):
39
• Seletividade: desligar somente os trechos defeituosos, a partir do 
dispositivo de proteção mais próximo.
• Confiabilidade: o projeto e a manutenção do sistema de proteção 
devem garantir que, se for necessário atuar, atue-se de forma 
correta.
• Rapidez:necessária para evitar estragos irreversíveis na 
infraestrutura.
• Sensibilidade: capacidade de diferenciar uma anomalia de uma 
oscilação normal no sistema.
• Exatidão: cálculos corretos quanto aos equipamentos definidos na 
operação.
Os procedimentos de segurança e proteção dos sistemas elétricos são 
orientados pela Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) e em 
geral são de cumprimento obrigatório por parte de concessionárias, 
empresas prestadoras de serviço e consumidores. Assim, a NBR 5410 
(ABNT, 2008) trata de instalações elétricas de baixa tensão; a NBR 14039 
(ABNT, 2005) trata de instalações elétricas de média tensão, de 1,0 
kV a 36,2 kV; e a NBR 5419 (ABNT, 2015) orienta sobre a proteção de 
estruturas contra descargas atmosféricas.
1.4 O futuro da distribuição
Um dos desafios para as empresas de distribuição de energia elétrica 
nos próximos anos é o aumento na Geração Distribuída de Energia, já 
que o Brasil é rico em fontes alternativas de geração de energia elétrica 
limpa, e esses recursos estão distribuídos por toda a extensão do 
território nacional.
Trata-se de um desafio o fato de os consumidores de energia estarem 
se transformando em “prossumidores” ao gerarem energia elétrica, 
40
reduzindo, consequentemente, seus custos com eletricidade e sua 
dependência das concessionárias de energia (GOUVÊA, 2019). Ao 
mesmo tempo em que essas ações são descentralizadas, partindo 
dos consumidores de energia, e não podem ser controladas pelas 
concessionárias ou empresas de distribuição, elas podem ser 
mensuradas e usadas como dados de predição para entender essa 
oferta e demanda.
Por exemplo, a utilização de carros elétricos diminui a utilização de 
combustíveis fósseis, e isso é um grande apelo do ponto de vista 
ambiental. Porém, analisando o sistema de distribuição e de consumo 
atual, chega-se à conclusão de que isso afeta o sistema, que ainda não 
está adequado para tal uso, principalmente pela questão financeira 
envolvida. Sabe-se que o custo desse tipo de carro irá diminuir à medida 
que ele se populariza, o que já ocorre no mundo todo, e, assim, o 
custo da energia como combustível irá depender da disponibilidade de 
geração do consumidor, tal como a microgeração de energia solar nas 
casas dos consumidores.
Tal mudança no comportamento dos consumidores impactará 
diretamente em um impasse na receita das concessionárias, pois, ao 
mesmo tempo em que está havendo redução do volume de energia 
comprada das distribuidoras e, consequentemente, de seu lucro, 
o serviço de manutenção e gestão dos fios e outros equipamentos 
continua sendo necessário para manter o sistema operando.
Adicionalmente, as empresas também precisam continuar garantido 
os requisitos básicos de qualidade, mesmo sabendo que o aumento na 
geração distribuída ainda insere perturbações técnicas na rede, como 
variação na tensão, que exigem investimentos adicionais para minimizá-
las. Isso só reforça que o Sistema Elétrico Brasileiro passará por 
transformações também, já que a mudança na demanda de consumo é 
inevitável. A discussão nesse aspecto é de como o governo, os agentes 
reguladores e as concessionárias irão atuar nesse caso: com novos 
41
arranjos comerciais, novos modelos de negócio ou por reestruturação 
dos aspectos regulatórios.
Referências Bibliográficas
ABNT. Associação Brasileira de Normas Técnicas. NBR 14039: instalações elétricas 
de média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV. Rio de Janeiro: ABNT, 2005.
ABNT. Associação Brasileira de Normas Técnicas. NBR 5410: instalações elétricas de 
baixa tensão. Rio de Janeiro: ABNT, 2008.
ABNT. Associação Brasileira de Normas Técnicas. NBR 5419: proteção contra 
descargas atmosféricas. Rio de Janeiro: ABNT, 2015.
ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Atlas de energia elétrica do Brasil. 
Brasília: ANEEL, 2002.
BARROS, B. F. de. Geração, transmissão, distribuição e consumo de energia 
elétrica. São Paulo: Érica, 2014.
COPEL. Normas técnicas Copel – NTC 905100. Superintendência de Regulação e 
Finanças da Distribuição, 2017. Disponível em: https://www.copel.com/hpcopel/
root/ntcarquivos.nsf/0342A62F50C68EC4032577F500644B9A/$FILE/905100.pdf. 
Acesso em: 8 fev. 2020.
CSANYI, E. What is distribution substation and its main componentes? Electrical 
Engineering Portal, 2016. Disponível em: https://electrical-engineering-portal.com/
distribution-substation. Acesso em: 8 fev. 2020.
GOUVÊA, A. R. Uma visão estratégica do setor de distribuição de energia 
elétrica frente aos desafios da expansão de recursos energéticos distribuídos 
no Brasil. Dissertação (Mestrado em Planejamento Energético) – COPPE, 
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2019.
GRIMONI, J. A. B; GALVÃO, L. C. R; UDAETA, M. E. M. Iniciação a conceitos de 
sistemas energéticos para o desenvolvimento limpo. São Paulo: EDUSP, 2004.
ONS. Operador Nacional do Sistema Elétrico. Energia agora: carga e geração. 
Brasília: ONS, 2020.
42
Modelagem e projetos de 
sistemas de geração, transmissão 
e distribuição de energia
Autoria: Bruno César Couto Nolepa
Leitura crítica: Ary Paixão Borges Santana Junior
Objetivos
• Conhecer os conceitos de modelagem de sistemas 
de geração, transmissão e distribuição de energia.
• Calcular informações de perdas, rendimentos e 
demandas em sistemas de geração, transmissão e 
distribuição de energia.
• Compreender as principais características do projeto 
de sistemas elétricos.
43
1. Modelagem e projetos de sistemas de 
geração, transmissão e distribuição de energia
As atividades de Geração, Transmissão e Distribuição (GTD) de 
eletricidade dependem de técnicas de modelagem e projetos para 
atuarem com um correto dimensionamento, principalmente em 
seus modelos construtivos e matemáticos. Nesses modelos, já está 
previsto como deve ser o fornecimento de energia conforme as 
variações das demandas diárias, semanais ou sazonais, já que não 
é viável armazenar energia elétrica e a produção não consumida é 
desperdiçada.
O setor elétrico tem forte apelo para ser robusto, disponível 
e confiável, principalmente por ser um serviço utilizado por 
consumidores industriais, comerciais, governamentais, setores 
da saúde e segurança e outras tantas aplicações, além de 
atuar em conjunto com o fornecimento de água ou mesmo em 
telecomunicações.
Assim, com a evolução dos dispositivos e equipamentos que 
demandam energia elétrica para funcionar e com a variação no 
padrão de consumo e distribuição de cargas, o setor de distribuição 
de energia tem passado por desafios técnicos, financeiros e até 
conceituais e éticos, principalmente quando são discutidas as 
tarifas diferenciadas, os direitos do consumidor, o papel do Estado 
na regulação na energia e a prestação do serviço realizada pela 
concessionária. Além disso, ao observar essa evolução diante da 
geração de energia, também se percebe que houve uma série 
de mudanças nos últimos anos, principalmente com as fontes 
alternativas e renováveis e com a microgeração por parte dos 
consumidores, que passaram a ser “prossumidores” de energia 
elétrica.
44
Embora a microgeração de eletricidade, por meio de painéis solares, por 
exemplo, seja excelente para a maioria dos consumidores residenciais 
e comerciais e para o meio ambiente, para a rede de distribuição e 
para as concessionárias de energia, ela representa um desafio técnico e 
financeiro. A questão técnica é devido à inserção de distúrbios na rede, 
que podem alterar a frequência da rede na linha de transmissão quando 
a energia da microgeração é injetada. Do outro lado, é um desafio 
financeiro, pois, ao mesmo tempo em que aumentam os investimentos 
com segurança e manutenção nas redes, diminuem as receitas com a 
venda de energia.
Nesse aspecto, tanto a modelagem quanto os projetos de GTD 
precisam, mais do que acompanhar essas evoluções, estar à frente 
desses desafios, para manterem um serviço democrático, acessível 
e seguro, conciliando boas práticas com técnicas inovadoras. Em 
geral, os projetos de GTD correspondemaos projetos de usinas para 
geração de energia, projetos de linhas de transmissão e projetos 
de subestações para distribuição aos consumidores, e em todos os 
âmbitos são exigidos:
• Levantamentos iniciais do terreno e da área a ser utilizada.
• Estudos de carga, demanda e disponibilidade.
• Recursos financeiros exigidos e disponíveis.
• Possibilidade e necessidade de integração com o Sistema 
Interligado Nacional (SIN).
• Outros aspectos legais exigidos, conforme as Normas Brasileiras 
(NBRs).
45
1.1 Geração
Ao elaborar o projeto de uma usina, é considerado o fator de capacidade 
que esta conseguirá gerar em energia elétrica. Mede-se a relação entre 
a produção efetiva da usina em um determinado intervalo de tempo e a 
capacidade total máxima nesse período, dada por (PINTO, 2014):
8760C
EF
P
= ⋅
O valor de 8.760 na equação representa a quantidade de horas em um 
ano e é usado quando a informação é fornecida em MWh, ou GWh, ao 
longo de um ano.
Pinto (2014) ressalta que o ideal é que uma usina opere com 100% do 
seu fator de capacidade. Entretanto, alguns fatores externos influenciam 
para que esses índices não sejam máximos, havendo a variação entre 
tipos de fonte para geração de energia e entre representantes de uma 
mesma fonte de geração.
Por exemplo, fontes solares e eólicas não conseguem atingir fatores 
de capacidade maiores que 0,5 devido a eventos naturais, mas mesmo 
assim são viáveis, rentáveis e factíveis. Da mesma forma, a biomassa de 
origens diversas e com características e comportamentos particulares 
também impacta um fator de carga que varia tanto devido às 
características físico-químicas da fonte quanto conforme a variação de 
sua disponibilidade ao longo de um período de tempo.
Algumas usinas, como a de Itaipu, conseguem atingir cerca de 83% do 
fator de capacidade. Entretanto, poucas hidrelétricas conseguem valores 
acima de 60%, porque também dependem do volume de chuvas no 
período e das limitações dos reservatórios. Entre as outras fontes de 
geração, esse índice de fator de capacidade pode ser ainda menor, como 
pode ser visto na Tabela 1.
46
Tabela 1 – Fator de capacidade de algumas modalidades de 
geração de energia
Fonte Fator de capacidade aproximado
Solar fotovoltaica Entre 0,17 e 0,27
Nuclear Entre 0,85 e 0,90
Solar térmica1 Entre 0,21 e 0,40
Biomassa Entre 0,41 e 1,00
Eólica Entre 0,30 e 0,50
Carvão Próximo de 0,82
Fonte: adaptada de Pinto (2014).
Os valores de fator de capacidade não devem ser analisados de maneira 
isolada para comparar o desempenho ou a eficiência dos sistemas; 
deve-se analisar todos os custos envolvidos para cada tecnologia.
As Linhas de Transmissão (LTs) apresentam características de operação 
mecânicas e elétricas que impactam diretamente em seu desempenho e 
na segurança de toda a infraestrutura da rede.
1.2 Transmissão
Quando a etapa de transmissão de energia elétrica é analisada, o 
projeto e a modelagem consistem em analisar a topologia do terreno e 
o tipo de ocupação (pedestres, veículos, construções) por onde passará 
a LT, a distância necessária e possível de ser atendida, as estruturas que 
suportarão os condutores e a distância segura entre cada estrutura. 
O objetivo principal do projeto é diminuir as perdas e aumentar a 
eficiência do sistema, estando sujeito à viabilidade financeira também. 
Entre as principais perdas, podemos destacar:
• Perdas por efeito Joule: é o aquecimento das LTs, o que pode 
ocasionar dilatação ou variação nas dimensões dos condutores. 
As perdas por efeito Joule também estão presentes nos 
1 Ao contrário da energia solar fotovoltaica, a energia solar térmica não resulta em eletricidade, e sim em 
aquecimento, como os aquecedores de água, por meio de estruturas de canos em cima do telhado.
47
transformadores. Independentemente da tensão, essas perdas são 
calculadas como potência dissipada, obedecendo à relação:
2P R I= ⋅
• Efeito corona: é uma descarga elétrica gerada pela ionização do 
ar ao redor dos condutores, porém não suficiente para gerar um 
arco voltaico. A alta-tensão das linhas de transmissão produz essa 
descarga, que gera ondas eletromagnéticas, e, por isso, ainda 
é praticamente impraticável eliminar o efeito corona. Porém, 
os projetos em LT visam atenuar seu efeito, tendo como base a 
fórmula de Peek (PINTO, 2014):
0,330 1
.
E m
r
δ
δ
 = ⋅ ⋅ ⋅ + 
 
Em que o campo elétrico superficial do condutor deve ser menor 
do que o campo elétrico crítico da corona ( E ), dado em kVpico/
cm. Para utilizar a fórmula, devemos considerar m o fator de 
rugosidade do condutor, r o raio do condutor e δ a densidade 
relativa do ar, dada por 1,2928 kg/m3, a 0 °C e ao nível do mar, 
conforme Pinto (2014).
A escolha correta dos condutores, a dimensão e a posição das torres 
objetivam diminuir as perdas, sejam por efeito Joule ou efeito corona. A 
escolha de condutores com áreas de seções transversais e resistividade 
compatíveis com a corrente que deverão conduzir pode auxiliar na 
diminuição do efeito Joule (LABEGALINI et al., 1992). Para diminuição do 
efeito corona, busca-se aumentar a seção transversal do condutor.
Nos aspectos mecânicos, tanto a temperatura quanto o vento interferem 
no comportamento dos condutores nas linhas aéreas de transmissão, 
pois elas estão sujeitas a rupturas, vibrações e perdas em sua resistência 
mecânica, comprometendo sua sustentação.
48
A Figura 1 apresenta uma linha de transmissão, suportada por duas 
torres, espaçadas por um vão, chamado de vão de sustentação. Como a 
linha tem uma força peso, a compensação dessa força faz com que ela 
não fique totalmente esticada, o que favorece a existência da flecha, que 
é o abaixamento da linha, formando uma parábola com uma parte mais 
baixa no meio do vão. Considerando a flecha, a menor distância entre o 
condutor e o solo é chamada de altura de segurança (LABEGALINI et al., 
1992).
O “T” mostrado na Figura 1 é a resultante das forças às quais a linha 
de transmissão está submetida, formada pelos componentes vertical e 
horizontal, resultantes de uma decomposição vetorial de forças.
Figura 1 – Linha de transmissão e medidas principais
Fonte: elaborada pelo autor.
O comportamento da flecha está relacionado com a força T, que é 
exercida entre o condutor e a estrutura de sustentação, sendo composta 
por uma componente horizontal 0T , absorvida pela estrutura e uma 
componente vertical, equilibrada pelo peso do condutor na metade 
do vão. A medida da flecha é calculada pela seguinte expressão 
(LABEGALINI et al., 1992):
2
08
a pf
T
⋅
=
Em que a é a distância do vão, p é o peso do condutor e 0T é a 
componente horizontal da força T.
49
A NBR 5422 (ABNT, 1985), que trata do projeto de linhas aéreas de 
transmissão de energia elétrica, determina a altura de segurança com 
base na tensão da linha e as características do terreno em questão, 
como é mostrado na Figura 2.
Figura 2 – Altura da linha de transmissão em terrenos genéricos
Fonte: NBR 5422 (ABNT, 1985, p. 38).
Adicionalmente, e com base nas mesmas variáveis de tensão e terreno, 
a mesma norma regulamentadora NBR 5422 (ABNT, 1985) descreve a 
altura mínima dos condutores em relação a outros obstáculos, dada por:
0,01 50
3
UDD a  = + − 
 
Em que, para 87U kV> , U é a tensão máxima de operação da linha, valor 
eficaz, fase-fase em kV; UD é a distância, em metros, numericamente 
igual a U ; e a é a distância básica, em metros, obtida da norma NBR 
5422, ou para 87U kV≤ o valor de D a= .
Para auxiliar no entendimento do quanto cada tipo de ambiente impacta 
na distância a , alguns dados da NBR 5422 estão transcritos na Tabela 2, 
conforme Labegalini et al. (1992).
50
Tabela 2 – Distância a para os principais espaços de linhas 
de transmissão
Natureza da região ou obstáculo atravessado 
pela linha, ou que dela se aproxime
Distância a (m)
- Locais acessíveis apenas a pedestres 6,0
- Locais onde circulam máquinas agrícolas 6,5
- Rodovias, ruas e avenidas 8,0
- Ferrovias, ruas e avenidas 9,0- Ferrovias eletrificadas ou com previsão de eletrificação 12,0
- Suporte de linha pertencente à ferrovia 4,0
- Águas navegáveis h + 2,0
- Águas não navegáveis 6,0
- Linhas de energia elétrica 1,2
- Linhas de telecomunicações 1,8
- Telhados e terraços 9,0
- Paredes 3,0
- Instalações transportadoras 3,0
- Veículos rodoviários e ferroviários 3,0
Fonte: adaptada de Labegalini et al. (1992).
Uma observação sobre a tabela: no caso de águas navegáveis, a fórmula 
considera h como a altura acima do espelho d’água dos navios ou 
embarcações que navegam na área.
Parte do projeto de linhas de transmissão envolve também a sinalização 
de advertência, requerida pela NBR 7276 (ABNT, 2005):
• Sinalização de advertência a pedestres.
• Esferas vermelhas ou laranjas, de diâmetro de no mínimo 500 mm:
• Com espaçamento de 40 m fixadas em cabos dispostos a mais 
de 145 m de altura, se for um terreno de vale profundo, com o 
objetivo de advertir aeronaves.
• No mínimo duas por travessia, sobre rodovias, ferrovias ou dutos.
• Sinalização de advertência de estais, sendo estais o suporte para 
estruturas estaiadas.
51
1.3 Distribuição
Na etapa de distribuição de energia, deve-se levar em conta fatores de 
carga e demanda. Para isso, o Manual de Procedimentos de Redes de 
Distribuição (ELETROBRÁS, 2012) apresenta alguns conceitos, entre eles:
• Carga instalada: soma das potencias nominais dos equipamentos 
que utilizarão a eletricidade daquela unidade consumidora.
• Demanda média: relação entre a energia consumida em um 
determinado período de tempo e o número de horas do período.
• Demanda máxima: maior demanda registrada em um intervalo 
de tempo, podendo ser diário, semanal, mensal ou anual.
• Demanda diversificada: evitando considerar como resultante de 
um grupo a soma da demanda máxima de cada indivíduo, calcula-
se a média ponderada da demanda de consumidores de um grupo 
determinado, sendo então ( )iD t a demanda de um grupo em um 
período de tempo adotado, n a quantidade de grupos e divD a 
demanda diversificada resultante:
1
( )
n
i
i
div
D t
D
n
==
∑
• Fator de carga ( CF ): relação entre a demanda média ( médD ) e a 
demanda máxima ( máxD ), caracterizando a frequência de distribuição 
de potência requerida pela unidade consumidora ao longo de um 
tempo pré-definido:
méd
C
máx
DF
D
=
52
• Fator de potência ( pF ): relação entre a potência ativa kW e a 
raiz quadrada da soma dos quadrados das potências ativas e as 
reativas 2kVAr , em um determinado intervalo de tempo, sendo 
o limite mínimo determinado pela Agência Nacional de Energia 
Elétrica (ANEEL, 2017) 0,92:
2 2p
kWF
kW kVAr
=
+
• Fator de demanda ( dF ): relação entre a demanda máxima ( máxD ) em 
um período de tempo e a potência total ( totalP ) instalada no sistema:
máx
d
total
DF
P
=
Após o levantamento da demanda do conjunto, deve ser consultado o 
padrão de cada concessionária para construir projetos de subestações. 
Creder (2007) apresenta os principais critérios para ligação em alta-
tensão no projeto de uma subestação abaixadora do tipo abrigada, além 
das exigências municipais e da concessionária:
• Para ramal aéreo: não cortar terrenos de terceiros; não passar 
sobre área construída; não passar a menos de 2 metros de janelas, 
sacadas, telhados e escadas; e manter altura mínima de 7 metros 
em relação ao solo com trânsito de veículos e 6 metros com 
trânsito de pedestres.
• Para ramal subterrâneo: realizar a descida do poste até a caixa de 
passagem em eletroduto de aço zincado; manter cabos unipolares 
protegidos por eletrodutos de aço zincado com envelope de 
concreto; manter a profundidade mínima do eletroduto de meio 
metro; utilizar muflas terminais nas derivações internas e externas; 
e prever um cabo reserva.
53
Para o projeto da subestação, entre os requisitos e as atividades a 
serem considerados sobre o local, a construção e os equipamentos, os 
principais são (CREDER, 2007):
• Determinar o número e a potência dos transformadores.
• Certificar que o local está longe de instalações de gás, de água ou 
esgoto e possuir abertura para ventilação.
• Elaborar a planta contendo a subestação, o local do poste da 
concessionária onde se fará a ligação e o itinerário do ramal de 
entrada.
• Definir a tensão do ramal e a classe de isolamento de 
equipamentos.
• Analisar e calcular o nível de curto-circuito no local, como parte da 
análise dos sistemas elétricos de potência.
No projeto das subestações, também é essencial seguir as 
regulamentações da NBR 5419 (ABNT, 2015) para a proteção contra 
descargas atmosféricas.
1.4 Smart Grids
Redes inteligentes ou Smart Grids visam a uma interação maior entre 
os sistemas de distribuição de energia elétrica e os consumidores, por 
meio da tecnologia da informação, instrumentação e automação. No 
modelo com Smart Grids, há uma comunicação bidirecional entre os 
envolvidos, por meio de sensores e uma rede de dados, além da rede de 
transmissão de energia.
A concessionária pode planejar como atender à demanda de maneira 
mais eficiente e também reduzir as possibilidades de falha e de duração 
54
da falta de energia se tiver maior conhecimento sobre as variáveis de 
rede. Nesse aspecto, as Smart Grids podem auxiliar.
O aumento da utilização de placas solares se trata de uma evolução 
irreversível no setor, principalmente pelo seu apelo ambiental, e 
controlar a qualidade da energia nesses sistemas e o planejamento de 
demanda gera uma complexidade adicional para as concessionárias. 
Nesse cenário, as Smart Grids também têm grande aplicação.
O nível de automação e inteligência computacional nos sistemas 
ditos inteligentes pode variar, ou seja, conforme a disponibilidade de 
recursos e o investimento financeiro, as ferramentas de automação, 
supervisão, controle e comunicação podem estar compreendidas total 
ou parcialmente nas etapas de geração, transmissão, distribuição e 
consumo de energia (DI SANTO, 2018).
A Figura 3 apresenta aplicações de redes inteligentes em diferentes 
etapas no sistema elétrico.
Figura 3 – Redes inteligentes nas etapas do sistema elétrico
Fonte: CGEE (2012).
55
Vehicle to grid, ou veículo na rede, também é uma alternativa promissora 
no campo das Smart Grids. É um cenário onde os carros elétricos podem 
atuar como fonte distribuída de energia quando estiverem com suas 
baterias carregadas, diminuindo a criticidade no fornecimento de 
energia em certos períodos de tempo (DI SANTO, 2018).
Além disso, o conceito de casa inteligente tende a se popularizar 
junto com as redes inteligentes, pois são complementares. Assim, 
se instalados nas residências, os medidores bidirecionais de energia 
podem enviar sinais de consumo de eletrodomésticos à concessionária. 
Isso serve de base para aumento ou diminuição da geração e oferta de 
energia, influencia nas tarifas praticadas, principalmente em horário de 
pico, e gera alertas de sobrecarga na rede.
Esses medidores também podem auxiliar o consumidor a manter um 
controle de cargas, realizado até por meio de dispositivos móveis. 
Inclusive, como atuam de maneira bidirecional, a rede da concessionária 
pode emitir avisos dizendo que as tarifas estão mais baratas naquele 
momento, oferecendo a opção de um determinado equipamento ser 
programado para operar nesse intervalo de tempo e gerar menos custo 
ao consumidor, auxiliando também a concessionária a balancear as 
cargas.
As Smart Grids tendem a provocar inclusive uma revolução econômica 
na área, já que novos modelos de negócios podem ser criados. Como 
motivação, destacam-se (TOLEDO; GOUVÊA; RIELLA, 2012):
• Detecção e correção inteligente de falhas em tempo real.
• Reconfigurações automáticas da rede.
• Gestão preventiva via monitoramento dos ativos da rede.
• Monitoramento da qualidade de energia e confiabilidade do 
sistema elétrico.
56
• Suporte à geração e ao armazenamento distribuídos de energia.
• Medição inteligente.
• Melhor suporte e atendimento aos clientes.
A utilização de sensores e microcontroladoresnos pontos de geração e 
distribuição de energia, bem como a inserção de uma camada de troca 
de informações, torna os processos mais transparentes para a gestão do 
sistema, fornecendo muito mais informações para a tomada de decisão. 
Além disso, os algoritmos e a estrutura computacional programada 
como base das redes inteligentes conseguem tomar decisões de 
controle e planejamento de forma automatizada e mais rápida do que 
interferências humanas.
As pesquisas na área de geração, transmissão e distribuição de energia 
apontam para as Smart Grids, assim como outras áreas da sociedade 
estão aproveitando os benefícios da automação e tecnologia da 
informação.
Referências Bibliográficas
ABNT. Associação Brasileira de Normas Técnicas. NBR 5422: projeto de linhas 
aéreas de transmissão de energia elétrica. Rio de Janeiro: ABNT, 1985.
ABNT. Associação Brasileira de Normas Técnicas. NBR 7276: sinalização de 
advertência em linhas aéreas de transmissão de energia elétrica. Rio de Janeiro: 
ABNT, 2005.
ABNT. Associação Brasileira de Normas Técnicas. NBR 5419: proteção de estruturas 
contra descargas atmosféricas. Rio de Janeiro: ABNT, 2015.
ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Procedimentos de Distribuição de 
Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional: PRODIST. Brasília: ANEEL, 2017.
CGEE. Centro de Gestão e Estudos Estratégicos. Redes elétricas inteligentes: 
contexto nacional. Brasília: CGEE, 2012.
CREDER, H. Instalações elétricas. 15. ed. Rio de Janeiro: LTC, 2007.
57
DI SANTO, K. G. Gestão ativa da demanda de energia elétrica para 
consumidores inseridos em redes inteligentes. Tese (Doutorado em Ciências) – 
Escola Politécnica, Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas, 
Universidade de São Paulo, São Paulo, 2018.
ELETROBRÁS. Manual de Procedimentos de Redes de Distribuição. Brasília: 
Eletrobrás, 2012.
LABEGALINI, P. R. et al. Projetos mecânicos das linhas aéreas de transmissão. 2. 
ed. São Paulo: Blucher, 1992.
PINTO, M. O. Energia elétrica: geração, transmissão e sistemas interligados. Rio de 
Janeiro: LTC, 2014.
TOLEDO, F.; GOUVÊA, F. P.; RIELLA, R. J. Introdução às redes inteligentes de 
distribuição de energia elétrica. In: TOLEDO, F. (Cood.). Desvendando as redes 
elétricas inteligentes. Rio de Janeiro: Brasport, 2012.
58
BONS ESTUDOS!