NTD 07 Critério básico para projetos de redes aéreas de distribuição rural

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CRITÉRIOS BÁSICOS PARA PROJETOS DE REDES 
 AÉREAS DE DISTRIBUIÇÃO RURAL NTD-07 
EMISSÃO: novembro/99 REVISÃO: JULHO 2014 FOLHA : 1 / 91 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
NORMA TÉCNICA 
DISTRIBUIÇÃO 
 
 
 
CRITÉRIOS BÁSICOS PARA 
PROJETOS DE REDES 
AÉREAS DE DISTRIBUIÇÃO 
RURAL 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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A P R E S E N T A Ç Ã O 
 
 
 
 
 
Esta Norma Técnica estabelece os critérios básicos para 
elaboração de projetos de redes aéreas de distribuição rural, de 
forma a assegurar as condições técnico-econômicas e segurança 
das instalações e a qualidade do serviço de energia elétrica, 
visando uniformizar os procedimentos de projetos em toda área 
de concessão da Celtins. 
 
 
 
 
Palmas, novembro de 1999. 
 
 
 
 
Riberto José Barbanera 
Diretor Presidente 
 
 Juliano Ferraz de Paula 
Diretor Técnico Comercial 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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SUMÁRIO 
 
 
 
Objetivo 
 
Campo de Aplicação 
 
Normas e/ou Documentos Complementares 
 
Terminologia e Definições 
 
Tipos de Obras e Roteiro para Elaboração de Projetos 
 
Obtenção de Dados Preliminares 
 
Levantamento de Cargas e Determinação de Demanda 
 
Exploração do Traçado e Levantamento Topográfico 
 
Configuração Básica 
 
Dimensionamento Elétrico 
 
Dimensionamento Mecânico 
 
Apresentação do Projeto 
 
Arquivamento do Projeto 
 
Anexos 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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1 – OBJETIVO 
 Estabelecer os critérios básicos para a elaboração de projetos de Rede 
Aérea de Distribuição Rural – RDR, de forma a assegurar boas condições 
técnico-econômica das instalações e da qualidade do serviço de energia elétrica. 
 
 
 
2 – CAMPO DE AMPLIAÇÃO 
 Aplica-se a projetos de redes aéreas de distribuição rurais novas, melhorias 
e ampliações em sistema trifásico nas tensões primárias de 13,8kV e 34,5kV. 
 
 
 
3 – NORMAS E/OU DOCUMENTOS COMPLEMENTARES 
3.1 – Normas da ABNT 
- NBR-5422 – Projeto de Redes Aéreas de Transmissão de Energia 
Elétrica; 
- NBR-15688 – Redes de Distribuição Aérea Rural de Energia Elétrica 
com condutor nu. 
 
 
3.2 – Normas da Celtins 
- Materiais Padronizados de Distribuição; 
- Padronização e Especificação de Pára-raios; 
- Transformadores de Distribuição; 
- Chaves Fusíveis de Distribuição; 
- Montagem de Redes de Distribuição Aérea Rural Trifásica–13,8kV e 
34,5kV. 
 
 
3.3 – Outros 
- CODI-3.2.21.03.0 – Critérios para Projetos de Redes Aéreas de 
Distribuição Rural; 
 
OBS.: Em suas últimas revisões. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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4 – TERMINOLOGIA E DEFINIÇÕES 
 
4.1 – Sistema de Distribuição 
 Parte do sistema de potência destinado ao transporte de energia 
elétrica, apartir do barramento secundário de uma subestação (onde termina 
a transmissão ou subtransmissão) até os pontos de consumo. 
 
4.2 – Subestação de Distribuição 
 Subestação abaixadora e/ou elevadora de tensão da qual derivam os 
alimentadores de distribuição. 
 
 
4.3 – Rede de Distribuição Aérea Rural – RDR 
 Parte integrante do sistema de distribuição implantado, na sua maior 
parte, fora do perímetro urbano de cidades, distritos e vilas. 
 
 
4.4 – Rede Primária 
 Parte de uma rede de distribuição que alimenta transformadores de 
distribuição e pontos de entrega sob a mesma tensão primária nominal. 
 
 
4.5 – Derivação de Distribuição 
 Ligação feita em qualquer ponto de um sistema de distribuição, para 
alimentar tronco, ramal, transformador de distribuição ou ponto de entrega. 
 
 
4.6 – Alimentador de Distribuição 
 Parte de uma rede primária numa determinada área de uma localidade 
que alimenta, diretamente ou por intermédio de seus ramais, transformadores de 
distribuição da Celtins e/ou de consumidor. 
 
 
4.7 – Tronco do Alimentador 
 Parte de um alimentador de distribuição que transporta a parcela 
principal da carga total. 
 
 
4.8 – Ramal Rural 
 Parte de um alimentador de distribuição, fora do perímetro urbano, que 
deriva diretamente do tronco do alimentador. 
 
 
 
 
 
 
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4.9 – Rede Secundária 
 Parte da rede de distribuição energizada pelos secundários dos 
transformadores de distribuição. 
 
 
4.10 – Sistema Radial 
 Sistema ou parte de um sistema de potência no qual, em condições 
normais 
de operação, só pode haver fluxo de energia em um único sentido. 
 
4.11 – Carga Instalada 
 Somatória das potências nominais das cargas ligadas ao sistema 
considerado. 
 
 
4.12 – Demanda 
 É a potência elétrica, em kVA, requisitada por determinada carga 
instalada durante um período de tempo definido. Normalmente se considera a 
potência média de 15 minutos. 
 
 
4.13 – Demanda Máxima 
 Maior de todas as demandas ocorridas durante um período específico 
de tempo (um dia, dois dias, um ano, etc.). 
 
 
4.14 – Demanda Média 
 É a relação entre a quantidade de energia elétrica consumida, durante 
um período de tempo qualquer e o número de horas do mesmo período. 
 
 
4.15 – Fator de Carga 
 Relação entre a demanda média e a demanda máxima ocorrida no 
mesmo período de tempo. 
 
FC = dm 
 D 
Para um ano: FC = C 
 ______________________ 
 730 x D 
onde: 
FC = fator de carga 
 
C = consumo anual em kWh 
 
D = demanda máxima em kW 
 
dm = demanda média em kVA 
 
 
 
 
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4.16 – Fator de Demanda 
 Relação entre a demanda máxima de uma instalação, verificada em um 
período especificado e a correspondente carga instalada (menos as reservas). 
 
 
4.17 – Fator de Potência 
 Relação entre a potência ativa e a potência aparente. 
 
 
4.18 – Flecha 
 Maior distância, em um vão de rede aérea, entre um condutor e a 
reta que passa por seus pontos de fixação, medida em condições específicas. 
 
4.19 – Rede Aérea 
 Rede elétrica em que os condutores, geralmente nus, ficam elevados 
em relação ao solo ou afastados de outras superfícies, que não os respectivos 
suportes. 
 
4.20 – Transposição 
 Permutação da posição relativa dos condutores de uma rede elétrica. 
 
 
4.21 – Estrutura de Apoio 
 Estrutura que suporta os condutores e/ouestais componentes de uma 
rede aérea. 
 
 
4.22 – Estrutura Ancorada 
 Suporte na qual é feita a ancoragem de todos os condutores de dois 
vãos contínuos de uma rede. 
 
 
4.23 – Estai 
 Cabo destinado a assegurar ou reforçar a estabilidade de um suporte 
de rede aérea, transferindo esforços para outra estrutura, contraposte ou âncora. 
 
 
4.24 – Vão 
 Distância horizontal entre dois suportes consecutivos de uma rede 
aérea. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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4.25 – Vão Básico do Gabarito 
 
 Vão adotado na elaboração da tabela de flechas, a partir da tração 
horizontal correspondente, para construção do gabarito. 
 
4.26 – Vão Ancorado 
 Vão compreendido entre duas estruturas de ancoragem. 
 
4.27 – Vãos Contínuos 
 Série de 02 (dois) ou mais vãos compreendidos entre estruturas de 
ancoragem. 
 
 
4.28 – Vão Regulador 
 Vão fictício, mecanicamente equivalente a uma série de vãos 
contínuos,compreendidos entre estruturas ancoradas, e que serve para a 
definição do valor do vão para tração de montagem. 
 
4.29 – Simbologia 
 A simbologia a ser utilizada para representação em projetos está 
estabelecida no Anexo 05 desta Norma. 
 
 
5 – TIPOS DE OBRAS 
 Os projetos de Rede de Distribuição Rural – RDR, classificam-se em: 
 
5.1 – Projetos de Rede Nova: são aqueles que visam a implantação de 
todo o sistema de distribuição necessário para o atendimento a uma 
determinada área onde não existe rede de distribuição. 
 
 
5.2 – Projetos de Melhoria de Rede: são aqueles que visam promover 
alterações em uma rede existente, seja para adequá-la a novas situações de 
carga, seja por motivo de segurança, obsoletismo, melhoria nas condições de 
fornecimento ou adequação das instalações ao meio ambiente. 
 
 
5.3 – Projetos de Ampliação de Rede: são aqueles destinados a atender 
novos consumidores que implicam no prolongamento da rede de distribuição 
existente. 
 
 
 
 
 
 
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6 – OBTENÇÃO DOS DADOS PRELIMINARES 
 Inicialmente, deve-se obter basicamente: 
- As características do projeto; 
- O planejamento básico; 
- Os projetos existentes; 
 
6.1 – As Características do Projeto 
 Consiste na determinação do tipo de projeto a ser desenvolvido, da 
área a ser abrangida e do estado atual da rede, quando esta existir. 
 
6.2 – O Planejamento Básico 
 Os projetos deverão atender a um planejamento básico, que permita um 
desenvolvimento progressivo, compatível com a área em estudo. Em área onde 
o sistema elétrico será totalmente implantado ou ampliado, o projeto deverá ser 
precedido de uma análise a fim de determinar a disponibilidade do sistema 
elétrico para a região. 
 
 
6.3 – Os Projetos Existentes 
 Deverão ser verificados os possíveis projetos anteriormente 
elaborados na área abrangida, ainda não construídos ou em construção, que 
deverão ser considerados nos projetos em elaboração. 
 
7 – LEVANTAMENTO DE CARGA E DETERMINAÇÃO DA DEMANDA 
7.1 – Levantamento de Carga 
 Consiste na coleta dos dados de carga dos consumidores em potencial, 
localizados na área em estudo. Os procedimentos serão diferenciados de acordo 
com o tipo de projeto, conforme a seguir: 
 
7.1.1 – Projeto de Melhoria de Rede 
 
 a) Consumidores ligados à rede primária 
 Localizar em planta todos os consumidores ligados à rede primária 
com os seguintes dados: 
- Natureza da atividade; 
- Horário de funcionamento, indicando o período de carga máxima 
e sazonalidade, caso haja; 
- Carga total, caso não haja medição de demanda e capacidade 
instalada; 
- Possíveis novas ligações na rede primária, ou acréscimo de carga 
na área do projeto. 
 
 
 
 
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 b) Consumidores ligados à rede secundária 
 Localizar os consumidores residenciais rurais, anotando-se em 
planta o tipo de ligação (monofásica, bifásica ou trifásica), e os não 
residenciais (oficinas, laticínios, etc.), indicando-se a carga total 
instalada e seu horário de funcionamento. Os consumidores não 
residenciais de pequena carga (bar, armazém, etc.), deverão ser 
tratados como residenciais. 
 
 c) Consumidores especiais 
 Anotar o horário de funcionamento e a carga total instalada, 
observando-se a existência de aparelhos que possam ocasionar 
oscilação de tensão na rede (raios-X, solda elétrica, forno a arco, 
etc.). 
 
 
7.1.2 – Projeto de Ampliação ou Rede Nova 
 As cargas a considerar nestes casos, serão fundamentadas no 
cadastramento das propriedades, que deverá ser realizado de modo a avaliar a 
real necessidade da carga a ser instalada, conforme os equipamentos 
eletrodomésticos e eletrorurais que serão instalados, identificando-se a potência 
de cada equipamento e fator de potência. Deverá ser anotada a existência de 
aparelhos que possam ocasionar oscilação de tensão na rede ou outro tipo de 
influência considerada anormal. 
 
 
7.1.3 – Projeto de Complementação de Fases 
 A complementação de fases em RDR deve ser executada quando o 
carga instaladas em ramais monofásicos e monofilar ultrapassar (carga instalada 
existente somada a carga a ser ligada) 160 KVA 13,8/√3 e 265 KVA 34,5/√3 e/ou 
quando houver desequilíbrio de corrente nos circuitos. 
 
 
7.2 – Determinação de Demanda 
 O procedimento para determinação dos valores de demanda estão 
descritos em função de várias situações possíveis de projetos. No cálculo de 
demanda deve ser considerado um horizonte de 10 anos, utilizando a taxa de 
crescimento de carga característica da região (Tabela 8 do Anexo 03). 
 
7.2.1 – Projeto de Melhoria de Rede 
 A determinação da demanda poderá ser obtida através de medição ou 
pelo processo estimativo. 
 
 
 
 
 
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7.2.1.1 – Processo por Medição 
 No processo por medição deverá ser obtido o perfil da carga do 
alimentador diretamente das medições de seu tronco e ramais, observando-se 
sempre a coincidência com as demandas das ligações existentes na rede 
primária. Confrontando-se os resultados das medições com as respectivas 
cargas instaladas serão obtidos fatores de demanda típicos que poderão ser 
utilizados como recurso, na determinação de demanda por estimativa, em outras 
áreas. 
 
 a) Tronco de alimentadores rurais 
 A determinação de demanda máxima de alimentadores rurais, 
basicamente, é feita através de relatório de acompanhamento da 
subestação de distribuição. Na impossibilidade de obter a 
demanda máxima através de relatórios de acompanhamento, 
deverá ser feita medição na saída do alimentador em estudo (ver 
nota 1); 
 
 b) Ramais rurais 
 Para determinação da demanda máxima dos ramais rurais, 
deverão ser instalados Registradores Gráfico no início do ramal(ver 
nota 1); 
 
 c) Consumidores ligados na rede primária 
 Deverá ser feita verificação da demanda máxima do consumidor 
através da leitura do medidor de kWh/Demanda. Deverá ser 
considerada, ainda, previsão de aumento de carga.NOTA 1: 
 Para os alimentadores e ramais rurais, as medições devem ser 
efetuadas com a rede operando em sua configuração normal, em dia de 
carga típica, por um período mínimo de 24 horas. 
 
 
7.2.1.2 – Processo Estimativo 
 
 a) Tronco de alimentadores rurais 
 No caso de melhoria de rede, esse processo não se aplica aos 
alimentadores. A determinação da demanda será sempre feita por relatórios de 
acompanhamento ou medição; 
 
 b) Ramais rurais 
 A estimativa de demanda máxima poderá ser feita através da 
demanda máxima do alimentador, obtida na subestação, em confronto com a 
capacidade das cargas dos transformadores instalados ao longo do mesmo. 
 
 
 
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Deverá ser analisada sempre, a simultaneidade de funcionamento das cargas 
dos consumidores ligados à rede primária; 
 
 c) Consumidores ligados à rede primária 
 A demanda de consumidores ligados à rede primária deverá ser 
estimada aplicando-se à carga instalada um fator de demanda típico, 
dependendo da natureza da atividade, conforme Tabela 7 do Anexo 03. 
 
 
 
7.2.2 – Projeto de Ampliação ou Rede Nova 
 Nos projetos de ampliação ou atendimento à novas localidades, a 
determinação da demanda será feita em função da demanda de 
transformadores de distribuição de áreas similares já atendidas, considerando-
se a influência de demandas individuais de consumidores ligados à rede 
primária, aplicando-se os fatores de demanda conhecidos de consumidores 
similares. 
 Na determinação da demanda de consumidores em baixa tensão será 
utilizada a Norma - ou poderá ser também obtida através do fator de carga e do 
kWh/Consumidor, a ser determinado através do faturamento dos consumidores 
característicos da região. 
 
 
 
8 – EXPLORAÇÃO DO TRAÇADO E LEVANTAMENTO TOPOGRÁFICO 
8.1 – Exploração do Traçado 
 Deverão ser avaliadas as condições existentes do projeto e do 
terreno, incluindo as possíveis condições futuras, com o objetivo de 
pré-determinar o 
possível traçado, buscando sempre a melhor solução técnico-econômica. 
 
 
8.2 – Levantamento Topográfico 
 Os serviços topográficos será realizado conforme critérios e 
procedimentos contidos na OTD -12 
 
 
 
8.3 – Caderneta de Campo 
 Deverá conter os seguintes elementos: 
- Croquis e cálculos dos comprimentos das tangentes; 
- Cálculo de norte verdadeiro e os rumos verdadeiros; 
- Todos os ângulos da RDR, medidos ou calculados; 
 
 
 
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- O levantamento planimétrico da RDR e também os detalhes 
quando necessário; 
- Todos os demais elementos colhidos no terreno, para o 
estabelecimento do traçado; 
- O nome do topógrafo, número de registro no CREA, as datas dos 
trabalhos e o tipo do aparelho utilizado. 
 
 
 
9 – CONFIGURAÇÃO BÁSICA 
 As redes de distribuição terão de forma geral uma configuração radial e 
serão constituídas de troncos trifásicos de 3 condutores e ramais trifásicos e 
monofásicos para alimentar pequenas localidades e propriedades rurais. 
 
10 – DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO 
 Os critérios para dimensionamento elétrico, proteção, seccionamento e 
aterramento das redes de distribuição rural são: 
 
10.1 – Níveis de Tensão 
 As tensões nominais primárias padronizadas pela Celtins são 13,8kV e 
34,5kV, podendo ser fixada a tensão de fornecimento primário no ponto de 
entrega de energia a determinado consumidor, entre + 5% e – 7,5% para limites 
adequados e + 5% e – 10% para limites precários conforme Portarias vigente. 
 A máxima queda de tensão do barramento da subestação (ou 
Regulador de Tensão) à qualquer ponto da rede primária em áreas atendendo 
exclusivamente a consumidores atendidos em tensão primária de distribuição 
com transformador exclusivo será de 7,5% considerando um crescimento de 
carga para um horizonte de 10 anos. 
 A queda de tensão deverá ser determinada através de cálculos ou 
medições registradas. Os cálculos deverão ser feitos utilizando os coeficientes 
unitários de queda de tensão percentual definidos na Tabela 6. O formulário a 
ser utilizado encontra-se no Quadro 4 e um exemplo de cálculo no Anexo 06 ou 
deverá ser calculado utilizando-se os programas de supervisão de redes 
primárias, disponibilizados na Celtins. 
 
 
10.2 – Perfil de Tensão 
 Para o dimensionamento da rede de distribuição rural deve-se 
determinar o perfil de tensão mais adequado às condições da rede e 
subestações. 
 
 
 
 
 
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Os fatores a serem considerados na determinação do perfil de tensão são: 
 
- Comprimento da RDR; 
- Tipo e bitola do condutor; 
- Tensão no barramento da subestação; 
- Transformador de distribuição; 
- Cargas a serem supridas; 
 
10.3 – Corrente Mínima de Curto-Circuito 
 O valor mínimo de corrente de curto-circuito é de 60A, devendo o 
cálculo ser feito utilizando o programa de supervisão de redes disponível na 
Celtins, no qual já está colocado a corrente de curto-circuito nas barras das 
subestações. 
 Caso o valor calculado da corrente de curto-circuito não atinja o valor 
acima citado, deverá ser feita as seguintes alterações no projeto: 
 1 – Mudança de bitola do condutor; ou 
 2 – Instalação de religador com proteção de neutro, na derivação do 
ramal. 
 
10.4 – Condutores 
 Serão utilizados condutores de alumínio com alma de aço – CAA, 
conforme Norma – Materiais Padronizados de Distribuição - nas bitolas 2 AWG, 
1/0 AWG, 4/0 AWG, constantes na Tabela 1 do Anexo 03. 
 A escolha da bitola deve ser feita de acordo com a queda de tensão 
máxima permitida, capacidade de condução dos condutores e corrente mínima 
de curto circuito de 60A. O cálculo de queda de tensão deve ser elaborado 
utilizando coeficiente unitário de queda de tensão, fator de demanda e taxas de 
crescimento de carga para um horizonte de 10 anos ou utilizando o programa de 
supervisão de redes disponíveis na Celtins. 
 
10.4.1 – Complementação de Fases 
 A complementação de fases deverá ser feita com condutor de alumínio. 
No caso do condutor existente ser de aço zincado ou cabo de alumínio CAA, 6 e 
4 AWG, este deverá ser substituído para alumínio CAA com bitola igual ou 
superior a 2 AWG, adequando-se às condições elétricas e mecânicas exigidas. 
 
10.4.2 – Carregamento 
 Na configuração radial, o carregamento deverá ser compatível com o 
limite térmico do condutor. Quando houver previsão de interligação com outras 
RDR’s deverão ser consideradas as cargas sujeitas a transferência. 
 
 
 
 
 
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10.4.3 – Desequilíbrio de Carga 
 O máximo desequilíbrio permissível em qualquer ponto de uma RDR 
será de 20%. O desequilíbrio será determinado pela equação: 
 
d% = 3 x √ (2Ia – Ib – Ic)² +3(Ic – Ib)² x 100 
 2 Ia + Ib + Ic 
 
Onde: 
 Ia, Ib, Ic são os módulos das correntes nas fases, em ampéres. 
 
 
10.4.4 – Correção de Níveis de Tensão 
 O condutor de uma rede de distribuição deverá efetuar o transporte de 
energia até o local de utilizaçãomais afastado da fonte sem que haja a 
necessidade de investimentos iniciais em reguladores de tensão. 
 
 Quando os níveis de tensão predeterminados no perfil adotado não 
puderem ser mantidos deverão ser analisadas a s alternativas seguintes, sob 
o ponto de vista técnico e econômico em função da situação específica do 
projeto: 
a) Instalação de regulador de tensão tipo Auto-Booster 
 Poderão ser instalados em redes com regulação de tensão na 
retaguarda (na SE através de reguladores de tensão) ou em redes 
com variação de tensão em um único sentido, mesmo sem 
regulação de retaguarda; 
 
b) Instalação de regulador de tensão 
 Deverão ser previstos em alimentadores cujos níveis de tensão 
forem inferiores aos permitidos, cuja correção não for técnico-
economicamente recomendável com a utilização de capacitores. 
 A faixa de regulação deverá ser de mais ou menos 10%. 
A elevação ou redução de tensão é feita através de 32 degraus 
“Tap’s” de 5/8% cada um. A potência dos reguladores deve ser 
compatível com a demanda máxima do circuito no ponto de 
instalação. 
 
• Locação 
 Deverá ser determinada através do perfil de tensão da rede no 
ponto onde a tensão em carga máxima não atinja o limite inferior 
da faixa de variação da tensão. Para o caso de rede muito longa, 
às vezes torna-se necessário a instalação de até 3 bancos 
reguladores, sendo este limite, o máximo recomendado. 
 
• Instalação 
 Serão instalados preferencialmente em bancos trifásicos, porém 
poderá ser feita aplicação de uma ou duas unidades. 
 
 
 
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* Em sistema trifásico a 4 fios serão utilizados 3 
reguladores monofásicos de tensão nominal igual a tensão 
fase-neutro do sistema, ligados em estrela. Em ramais 
monofásicos também poderão ser instalados reguladores 
monofásicos deste tipo. 
 
* Nos sistemas trifásicos a 3 fios serão utilizados 
reguladores monofásicos de tensão igual a tensão fase do 
sistema. 
 
* Para a ligação de reguladores monofásicos em estrela, deve-se 
efetuar um aterramento específico de maneira a obter uma 
resistência máxima de 10 ohms. Caso isto não seja feito 
poderá ocorrer o deslocamento do neutro, provocando danos à 
isolação além de interferir no funcionamento do mesmo. Este 
tipo de ligação permite a cada regulador trabalhar 
independentemente. 
 
C) Instalação de Banco de Capacitores 
Com a finalidade principal de regulação de tensão e/ou 
compensação de reativos, deverão ser previstos a instalação de 
banco de capacitores na RDR. 
 
 Em qualquer dos dois casos devem ser observados os seguintes 
critérios: 
- Os bancos poderão ser fixos ou automáticos; 
- Deverão ser utilizados somente em redes trifásicas, conectadas 
em estrela aterrada; 
- A potência dos bancos deverá ser de 300, 600, 900 e 1200kVAr 
constituídos por unidades monofásicas de 100 ou 200kVAr; 
- A máxima variação de tensão com a entrada ou saída de um 
banco de capacitores automáticos será de 2,5%; 
- A máxima elevação de tensão com a utilização de banco de 
capacitores não deverá exceder a 7,5%; 
- A máxima compensação de reativos resultante deverá ser 
limitada pelo fator de potência igual a 1 no início do alimentador 
em condições de carga máxima; 
- A distância mínima entre bancos de capacitores deve ser de 
500m, medidos através da rede primária. 
- Quando a finalidade básica da instalação for a melhoria dos 
níveis de tensão, deverão ser observados os critérios abaixo: 
 
 
 
 
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1) Deverá ser calculada a elevação percentual de tensão no ponto 
de instalação do banco de capacitores, provocada pela 
circulação da corrente capacitiva do banco na rede primária. 
 
2) Com bancos fixos 
 Em princípio serão locados e dimensionados de tal modo a 
enquadrar os níveis de tensão ao longo do alimentador, em 
condições de carga mínima, dentro das faixas estabelecidas, 
procurando-se, sempre minimizar a circulação de reativos ao 
longo do alimentador. 
 
3) Com bancos automáticos 
 Deverão ser locados e dimensionados de tal modo a enquadrar 
os níveis de tensão ao longo do alimentador, em condições de 
carga máxima, dentro das faixas estabelecidas, observando-se 
os capacitores fixos existentes. Procurar sempre minimizar a 
circulação de reativos ao longo do alimentador. 
 
NOTA: 
 Os bancos de capacitores quando instalados na rede de distribuição 
causam uma elevação na tensão, não servindo, no entanto, como 
regulador, eles apenas diminuem a queda de tensão na rede e/ou 
corrigem o fator de potência. Caso o banco seja controlado por comando 
automático, ele possibilitará também a regulação da tensão. 
 
 
10.5 – Transformadores 
 Deverão atender as Normas – Transformadores para rede aéreas de 
Distribuição ETD 57005-001 e NBR 5440 da ABNT. 
 
 
10.6 – Proteção 
 Os equipamentos de proteção devem atender as seguintes condições: 
- Mesma classe de tensão da rede; 
- O nível de isolamento do equipamento deve ser compatível com a 
classe de tensão da rede; 
- A capacidade de interrupção dos equipamentos associada ao valor 
de X/R do circuito no ponto de instalação, deve ser no mínimo igual a 
máxima corrente assimétrica de defeito. 
 
10.6.1 – Chaves Fusíveis e Elos Fusíveis 
 Instalar chaves fusíveis base “C” nos seguintes casos: 
 
a) Derivação de redes que alimentam cidades e povoados : 
 
 
 
 
 
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- Ramal trifásico 
 
Instalar chaves fusíveis na derivação do ramal e no primeiro poste 
que antecede a estrutura do transformador, para ramais maiores ou 
iguais a 1km, usar chaves fusíveis religadoras na derivação; 
 
 
- Ramal monofásico 
 
Instalar chaves fusíveis na derivação e na estrutura do 
transformador, para ramais maiores ou iguais a 1km, usar chaves 
fusíveis religadoras na derivação; 
 
- Nos casos de ramais até 250m ou em vão único, é permitida a 
instalação de chave fusível apenas na derivação do ramal. 
 
 
 
b) Ramais que derivam de ramais 
 
- Ramal trifásico 
 
Instalar chaves fusíveis apenas no primeiro poste que antecede a 
estrutura do transformador; 
 
- Ramal monofásico 
 
 Instalar chaves fusíveis apenas na estrutura do transformador; 
 
- No caso de projetos com grandes extensões (acima de 1Km) e/ou 
com mais de um consumidor, deverão ser instaladas chaves 
fusíveis de religamento na derivação. 
 
 
 
c) Nas estruturas de bancos de capacitores 
 Deverão ser instaladas chaves fusíveis, com elo dimensionado 
adequadamente, conforme tabela 10. 
 
 
 
NOTA: 
 Todas as derivações de ramais deverão ser, obrigatoriamente, 
conectadas com conector estribo tipo cunha e grampos de linha viva. 
 
 
 
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10.6.1.1 – Elos fusíveis 
- Todos os transformadores serão protegidos com elos fusíveis 
dimensionados, conforme tabela 5; 
- Os elos fusíveis deverão suportar continuamente a sobrecargasuportável pelo transformador sem prejuízo a sua vida útil; 
- A escolha dos elos fusíveis deve ser feita de modo a garantir a 
coordenação ou seletividade entre os diversos dispositivos 
instalados nos trechos da rede, garantindo também segurança e 
proteção a condutores e equipamentos; 
- Os elos fusíveis das derivações deverão ser definidos pela Celtins. 
 
 
10.6.2 – Religadores Automáticos 
 
 Serão instaladas de acordo com os seguintes critérios: 
a) Localização 
- Saídas de alimentadores das subestações, quando justificar 
técnica e economicamente sua utilização; 
- Em pontos de circuitos longos onde o curto-circuito mínimo não é 
suficiente para sensibilizar o dispositivo de retaguarda; 
- Antes de cargas cuja continuidade de serviço seja de grande 
importância; 
- Em caso de bifurcação da rede tronco pode-se instalar 
religadores automáticos no tronco ou em ambos ramais 
dependendo da situação da rede. 
 
b) Dimensionamento e ajuste 
 
A capacidade de interrupção deve ser superior ao máximo curto-
circuito no ponto de instalação. 
• Bobina Série 
 A corrente nominal da bobina deve ser maior ou igual a máxima 
corrente de carga no ponto de instalação, incluindo manobras e 
crescimento de carga, observando-se os requisitos de 
coordenação da proteção. A seqüência de operação deverá ser 
de tal modo a permitir coordenação com os dispositivos de 
proteção instaladas a montante e a jusante; 
 
 
 
 
 
 
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• Disparo de Terra 
 Deverá ser ajustado para a corrente de curto-circuito fase terra 
mínima observando-se o máximo desequilíbrio permitido pelo 
sistema. Em ramais monofásicos deve ser feito um estudo a parte 
para dimensionar o disparo de terra; 
 
• Ajuste 
 São estabelecidos para cada caso analisando-se todos os 
aspectos de coordenação, bem como os critérios de segurança e 
proteção de equipamentos e condutores. 
 
 
10.7 – Seccionamento 
 
a) Localização 
 Quando justificável deverão ser instalados de acordo com os 
seguintes critérios: 
- Em série e na retaguarda de dispositivos de religamento 
automático; 
- Após cargas cuja continuidade de serviço seja considerada 
importante, mas aceite interrupções de pequena duração; 
- Em bifurcação de um tronco poderá ser instalado no mesmo ou 
em ambos os ramais, dependendo da situação da rede; 
- Nos casos em que é impossível ou impraticável a coordenação 
com o dispositivo de proteção de retaguarda. 
- Em ramais que o comprimento for igual ou superiores a 10 km 
com instalação de chaves facas de 6 em 6 km, em locais de fácil 
acesso para a operação. 
 
b) Dimensionamento e ajuste 
• Bobina Série 
Deverá ser dimensionada de acordo com a corrente máxima no 
ponto de instalação, incluindo manobras e crescimento de carga; 
 
• Disparo de Terra 
Deverá ser sensibilizado pela corrente de curto-circuito fase-terra 
mínima no trecho protegido e ser compatível com a proteção de 
retaguarda; 
• Tempo de Memória 
 Deverá permitir coordenação com o tempo de religamento do 
equipamento de retaguarda; 
 
 
 
 
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• Ajuste 
O número de contagem do seccionalizador será o número de 
operações do equipamento de retaguarda menos 1, se ligados 
em série. 
 
 
10.7.1 – Proteção Contra Sobretensão 
 A proteção contra sobretensão será feita por pára-raios adequadamente 
dimensionados e localizados de modo a se obter a máxima proteção possível e 
de características compatíveis com a rede. 
 
10.7.1.1 – Localização do pára-raios 
- Deverão ser instalados pára-raios em todas as estruturas que 
contenham transformadores, seccionalizadores, religadores e chaves 
a óleo; 
- Para religadores, seccionalizadores, reguladores de tensão e chaves 
a óleo, deverão ser instalados dois jogos de pára-raios, sendo um do 
lado da fonte e um do lado da carga; 
- Deverão ser instalados pára-raios em todo fim de rede; 
- Se após um fim de rede trifásico ou bifásico seguir uma fase, deve-se 
prever pára-raios em todas as fases dos fins de Redes trifásicas ou 
bifásicas; 
- Quando a rede não possuir equipamentos para os quais a proteção é 
obrigatória, instalar um conjunto de pára-raios em pontos 
considerados estratégicos. 
 
10.7.1.2 – Critérios para seleção de pára-raios 
- Os pára-raios deverão ser do tipo válvula polimérico , equipados com 
dispositivos para desligamento automático e de óxido de zinco; 
- A tensão nominal dos pára-raios deve ser 12Kv e 30Kv 
respectivamente para redes de 13,8Kv e 34,5Kv; 
- A corrente nominal de descarga deverá ser de 10KA; 
- O nível de proteção para impulso dos pára-raios deve coordenar com 
o nível básico de isolamento (N.B.I.) dos equipamentos por eles 
protegidos, observando a faixa de segurança de 20% para o limite de 
coordenação. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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10.8 – Aterramento 
10.8.1 – Considerações Gerais 
• Deverão ser aterrados todos os pára-raios e as carcaças de todos os 
equipamentos; 
• Os aterramentos de pára-raios e carcaças de transformadores 
devem ser Independentes do aterramento do neutro da rede 
secundária; 
• Os condutores de aterramento devem ser contínuos e não devem ter 
em série nenhuma parte metálica de equipamentos elétricos ou 
ferragens; 
• A interligação dos equipamentos elétricos à malha de terra deverá ser 
feita através de um único condutor de aterramento; 
• A distância mínima da haste de aterramento mais próxima do poste 
deverá ser de 1m. A parte superior da haste deve estar no mínimo a 
0,60m abaixo da superfície do solo; 
• A distância mínima entre hastes de aterramento é o seu comprimento 
(2,40m); 
• O condutor de aterramento deverá ser de cobre de bitola mínima de 
25mm², bem fixado ao poste através de eletroduto até uma altura 
mínima de 3m e, se possível, instalado internamente ao poste; 
• O valor máximo recomendado para o aterramento é de 10 ohms; 
• A configuração do aterramento será de livre escolha, desde que 
atenda a máxima resistência de aterramento permitida; 
• Deverão ser utilizado haste de aterramento de cobre ou aço cobre de 
comprimento de a 2400 mm, conforme Norma – Materiais 
Padronizados de Distribuição; 
• Recomendamos que o aterramento fique a uma distância mínima de 
30m de edificação que abriguem pessoas ou animais. 
 
 
 
10.8.2 – Aterramento de Cercas 
 
 a) Cercas transversais à rede de distribuição 
• Devem ser seccionadas no mínimo a 20m de cada lado 
do eixo da rede de distribuição; 
• O seccionamento da cerca deve ser feito com seccionador pré-
formado conforme Norma – Materiais Padronizados de 
 
 
 
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Distribuição ou com mourões de madeira, no caso de cerca de 
arame liso; 
• Na parte da cerca dentro da faixa estabelecida, devem ser 
executados aterramentos com apenas 1 haste em ambas as 
extremidades. 
 
 
 
Cercas transversais à rede devem ser seccionadas e 
aterradas conforme a figura abaixo:NOTAS: 
 1 – Interromper os fios de arame através de seccionador pré-formado para cercas; 
 2 – Aterrar com haste de 2400mm. 
 
 
 
 
 
 
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a) Cercas paralelas à rede de distribuição 
 
• O aterramento e seccionamento devem ser feitos a cada 250m ao 
longo de todo o trecho enquanto houver paralelismo situado até 
30m do eixo da rede de distribuição. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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b) Cercas próximas ao aterramento de equipamentos 
• Cercas paralelas à configuração do aterramento 
 Seccionar o trecho de comprimento correspondente ao dobro da 
dimensão do aterramento (simetricamente à sua configuração), 
conforme figura a seguir. Não havendo possibilidade de contato 
acidental dos condutores com o trecho de cerca resultante deste 
seccionamento, este deverá ser mantido isolado da terra. Caso 
contrário, este trecho da cerca deverá ser provido de um 
aterramento composto de uma haste em seu ponto central. 
 
 
 
 
• Cerca transversal à configuração do aterramento 
 Seccionar o trecho de comprimento correspondente ao quádruplo 
da maior dimensão do aterramento simetricamente à sua 
configuração, conforme figura a seguir. Não havendo 
possibilidade de contato acidental dos condutores com o trecho 
da cerca resultante deste seccionamento, este deverá ser 
mantido isolado da terra, caso contrário este trecho da cerca 
seccionado deverá ser aterrado: 
- Nas duas extremidades, se o aterramento do primário cruzá-lo; 
ou 
- Apenas em seu ponto central, caso não haja esse cruzamento. 
 
 
 
 
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11 – DIMENSIONAMENTO MECÂNICO 
 Este dimensionamento tem por objetivo determinar o esforço mecânico 
resultante sobre uma determinada estrutura para que se possa verificar sua 
condição de estabilidade. 
 Definido o traçado, deverão ser locadas nos desenhos as estruturas 
necessárias ao suporte da rede. 
 Na planta baixa além dos dados topográficos deverão ser indicadas as 
estruturas conforme Exemplo 3 do Anexo 06. 
 Para dimensionar as estruturas devem-se considerar os seguintes 
aspectos: 
- Tração de projeto dos condutores calculada para condição de vento 
máximo e temperatura mínima; 
- Ação do vento sobre os condutores e estruturas; 
- Peso da estrutura e condutores; 
- Resistência mecânica do solo, poste, cruzeta, ferragens, armações e 
isoladores; 
- Espaçamento e tensão elétrica entre condutores; 
- Ângulo de deflexão da rede; 
- Espaçamento entre estruturas. 
 
 
 
 
 
 
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11.1 – Estais 
• Deve-se usar estais de acordo com o definido nos ábacos, em áreas 
classificadas como de pecuária; 
• Em áreas classificadas como agricultura só será permitido o uso de 
estais nas condições especificadas nos ábacos; 
• Os estais nas estruturas de ancoragem e fim de rede devem ser 
instalados, respectivamente, sempre na direção da bissetriz do 
ângulo de deflexão da linha ou na direção da rede; 
• O cabo de aço a ser utilizado nos estais é o de bitola 7,9 mm ou 
conforme indicado nos ábacos. 
• As cordoalhas dos estais aplicados em locais de pastejo de animais, 
deverá ser recoberta com arame farpado até uma altura de 2 m do 
solo, para evitar que os animais não encostem. 
 
11.2 – Postes 
 Os postes a serem utilizados devem estar em conformidade com a 
Norma – Poste de Concreto de Seção Circular, Duplo T. 
 
 
11.3 – Engastamento 
 Na elaboração do projeto deve-se levar em conta o momento resistente 
oferecido pelo solo ao tombamento de estrutura, que depende basicamente 
dos seguintes aspectos: 
- Profundidade de engastamento; 
- Dimensões da base do poste; 
- Características físicas do terreno. 
 
 A profundidade de instalação ou engastamento, para qualquer tipo de 
poste, será igual a: 
 
e = L + 0,6m 
 10 
onde: 
e = engastamento, em metros 
L = comprimento do poste, em metros 
 
 Sendo as dimensões da base dos postes padronizados, conforme 
Norma – Postes de Concreto de Seção Circular e Duplo T, conclui-se que o fator 
determinante do tipo de engastamento é a característica do solo. 
 Na Tabela 9 encontra-se a definição de fundações para alguns tipos de 
solos. A fundação poderá ser diferente da encontrada na tabela, desde que os 
 
 
 
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cálculos sejam apresentados juntamente com o projeto, devendo ser 
considerado neste cálculo uma sobrecarga de 40% da resistência nominal do 
poste, pois a mesma foi considerada na confecção dos ábacos. 
 Em regiões pantanosas, a fundação deverá ser feita conforme item 4.3 
da Norma – Montagem de Redes de Distribuição Aérea Rural Trifásica – 13,8kV 
e 34,5kV. 
 
 
 
11.4 – Estabilidade das Estruturas 
 Na elaboração do projeto deve-se levar em conta as características que 
definem a estabilidade das estruturas tais como: 
• Resistência mecânica do poste aos esforços de compressão que, 
atuando na direção de seu comprimento provocará um esforço de 
compressão ou flambagem; 
• Resistência mecânica do solo aos esforços de compressão; 
• Resistência mecânica da cruzeta à flexão, sendo considerados os 
esforços 
 verticais e horizontais que poderão atuar sobre a mesma; 
• A carga nominal da cruzeta será igual a 50% de sua carga de ruptura; 
• Resistência mecânica do estai; 
• Resistência mecânica dos pinos. 
 
11.5 – Gabaritos 
 As catenárias dos gabaritos utilizados para projeto de redes médias de 
distribuição rural foram plotadas a partir das tabelas de trações e flechas do 
Anexo 03. 
 Foram utilizadas os seguintes vãos básicos para a construção dos 
respectivos gabaritos: 
a) Vãos contínuos: usados para vãos contínuos ou ancorados até 
220m(Figura 5). 
• Curva do condutor (catenária) na condição de flecha máxima 
(50ºC, sem vento) com vão básico de 140m; 
• Curva do condutor (catenária) na condição de flecha mínima 
(+5ºC, sem vento) com vão básico de 240m. 
 
b) Vãos ancorados: usados para vãos ancorados entre 220m e 550m 
(Figura 6). 
• Curva do condutor (catenária) na condição de flecha máxima 
(50ºC, sem vento) com vão básico de 350m. 
 
 
 
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c) Detalhe de travessia: usado para vãos até 150m (Figura 7). 
• Curva do condutor (catenária) na condição de flecha máxima (50º 
C, sem vento) com vão básico de 90m. 
 
11.5.1 – Linha do Pé do Poste e Linha de Solo 
 São Redes paralelas à linha (catenária) do condutor na condição de 
flecha máxima sem vento, indicando respectivamente o pé das estruturas e a 
distância do cabo condutor ao solo. A linha do pé do poste representa a altura 
livre do poste de 10m. A linha do solo representa a altura mínimaexigida para a 
maioria dos vãos. 
 
11.5.2 – Utilização 
 Os gabaritos devem ser utilizados para cabo de alumínio CAA e regiões 
com incidência de vento até 100 Km/h. 
 A correta utilização do gabarito será fundamental para não 
comprometer a segurança da RDR. Um exemplo de utilização dos gabaritos 
encontra-se no Anexo 06. 
 
11.5.3 – Escalas 
 Os gabaritos para vãos contínuos e ancorados são confeccionados na 
escala 1:500 na vertical e 1:5000 na horizontal. Para detalhe de travessia 1:100 
na vertical e 1:500 na horizontal. 
 
11.6 – Considerações Sobre a Montagem 
 O desenho do perfil do cabo deve representar tão fielmente quanto 
possível a sua posição na condição de flecha máxima. Para que o projeto 
represente a construção, a montagem dos cabos deve ser realizado nas 
condições de projeto, ou seja, a montagem deve ser feita com a tração correta 
em função dos vãos e temperatura ambiente, de acordo com a Tabela 2 do 
Anexo 03. 
 
11.6.1 – Vão Regulador 
 Para obtenção dos valores de tração, através da tabela de trações de 
montagem, deve-se antes, calcular o valor do vão regulador de cada secção de 
tensionamento, através da equação. 
 
a reg = √ a1³ + a2³ + a3³ + ..... + an³ 
 a1 + a2 + a3 + ..... + an 
onde: 
a reg = vão regulador, em metros 
a1, a2, a3,....na = comprimentos individuais dos vãos que compõem a secção 
de tensionamento, em metros 
 
 
 
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 O valor máximo para uma secção de tensionamento de uma rede de 
distribuição rural trifásica deve ser: 
• Cabos de alumínio CAA 2 AWG: 1500m; 
• Cabos de alumínio CAA 1/0 AWG : 1200m; 
• Cabos de alumínio CAA 4/0 AWG: 800m; 
 
 O valor do vão regular de cada secção de tensionamento deve ser o 
mais próximo possível do vão básico do gabarito e deve ser indicado no projeto 
executivo da RDR. 
 
 
11.6.2 – Locação de Estruturas 
 Com exceção das estruturas prefixadas a locação das demais 
estruturas no perfil, deverá ser feita por tentativas, utilizando para isto o gabarito 
adequado. 
Critérios para locação: 
• Nos casos em que a rede de distribuição rural passar dentro de 
perímetro urbano, os vãos não deverão ultrapassar a 80 metros, 
possibilitando, no futuro, intercalação de postes para instalação de 
rede secundária; 
• Nas travessias sobre rodovias, as estruturas do vão da travessia, 
deverão ser locadas fora da faixa de domínio do DNIT e Dertins; 
• Os postes deverão guardar das cristas dos cortes ou dos pés das 
saias de aterros a distância mínima de 5,0 metros; 
• A distância do poste a borda exterior do acostamento, medida sobre 
a superfície do terreno, deverá ser maior do que a altura livre do 
poste; 
• Nas travessias sobre Linha de Telecomunicação, sobre ou sob Rede 
de Distribuição ou sob Linha de Transmissão, as estruturas do 
vão de travessia, deverão ser locadas, preferencialmente, fora da 
faixa de domínio; 
• Dentro do perímetro urbano, em locais onde poderão existir, no 
futuro, cruzamento de RDU, será projetar postes de 11m para 13.8 
KV e 12m para 34,5 KV; 
• Nas imediações de subestações, normalmente congestionadas, será 
conveniente projetar postes de 12m prevendo a instalação de 
segundo circuito. 
 
 
 
 
 
 
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11.6.3 – Escolha das Estruturas 
 As estruturas a serem utilizadas estão contidas na Norma – Montagem 
de Redes de Distribuição Aérea Rural Trifásica e Monofásica- 13,8kV e 34,5kV. 
 Na escolha das estruturas poderão ser utilizados ábacos que 
determinam para as situações de tangência e ângulo, a limitação máxima de 
cada estrutura (considerando 40% de sobrecarga na resistência nominal do 
poste), de acordo com a bitola e o ângulo de deflexão dos condutores, 
constantes no Anexo 04. 
 Sendo inevitável o emprego de vãos ou ângulos superiores aos 
previstos nos ábacos, deverá ser utilizada estrutura especial cujo desenho e 
memória de cálculo deve fazer parte do projeto. 
 As estruturas do vão de travessia de rodovia, ferrovia, rios, Redes de 
energia elétrica e de telecomunicações deverão ser de ancoragem. 
 
 
11.6.4 – Posicionamento dos Postes DT 
a) Tangentes 
• Suspensão: o poste deverá ser implantado com a secção de 
maior esforço perpendicular à direção da rede; 
• Ancoragem: indicado no ábaco. 
 
b) Ângulos 
O poste deverá ser implantado sempre com a secção de maior 
esforço direcionado para a bissetriz do ângulo de deflexão da rede. 
 
 
 
 
 
 
 
c) Fim de rede 
O poste deverá ser implantado com a secção de maior esforço na 
mesma direção da rede. 
 
 
 
 
 
 
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10.3.1 – Distâncias Verticais Mínimas dos Condutores ao Solo na Condição de 
Flecha 
 Máxima a 50ºC 
• Locais acessíveis apenas a pedestres: 6,0 metros; 
• Estradas rurais e áreas de plantio com trafego de maquinas 
agrícolas: 6,5 metros 
• Travessia de rodovias (DERTINS): 7,0 metros para vãos até 100 
metros, e 8,0 metros para vão acima de 100 metros. 
• Travessia de rodovias (DNIT): 7,0 metros para vãos até 100 metros, 
sendo esta distância acrescida de 10 cm para cada 10m de 
acréscimo de vão. 
• Travessia de ferrovia: 9,0 metros para ferrovia não eletrificada ou 
não eletrificáveis e 12 metros para ferrovia eletrificada ou eletrificável 
. 
 
11.6.6 – Distâncias verticais mínimas dos condutores a superfície da água na 
condição de flecha máxima a 50º C 
• Águas navegáveis: 
 
d = H + 2m 
 
onde: 
d = distância mínima acima do nível máximo da água atingida pela maior 
enchente 
H = altura do maior mastro de embarcação, informada pela autoridade 
responsável da Capitania dos Portos 
• Águas não navegáveis: distância mínima de 6m acima do nível 
máximo da água atingida pela maior enchente. 
 
11.6.7 – Distância Verticais Mínimas Entre os Condutores nos 
Cruzamentos na Condição de Flecha Máxima a 50ºC 
 
 No caso de travessia de uma rede sobre ou sob outra, as distâncias 
verticais mínimas nas condições mais desfavoráveis de aproximação dos 
condutores, são calculadas pela fórmula (NBR 5422/85): 
 
 
se DU > 87kV 
D = a + 0,01( DU – 50 ), D = 2,00+0,01(138 – 50) D = 2,00 + 0,01(29,67) D = 2,00 +0,29 D=2, 
 √3 1,73 
se DU > 87KV, D = a ex. DU = 69 KV , D = 2,00 
 
onde: 
 
 
 
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D = distância mínima entre os condutores em metros 
a = 2,00 metros, para Redes de energia elétrica 
a = 2,80 metros, para Redes de telecomunicações 
DU = tensão mais elevada entre as duas Redes da travessia ( KV) 
 
NOTA: 
1) A rede de maior tensão deve ficar acima da rede de menor tensão, 
satisfazendo as distâncias mínimas de segurança e, caso a rede ou 
rede a ser transposta tenha cabo muito leve (telefônico, telegráfico, 
etc.) deve ser considerado a possibilidade de inversão de flecha 
ocasionada pelo vento; 
2) Para altitudes superiores a 1000m em relação ao nível do mar, o valor 
da segunda parcela de “D” deverá ser acrescida de 3% para 300m de 
altitude acima de1000m. 
 
 
11.6.8 – Faixas de Segurança 
a) Largura da faixa 
A largura da faixa de segurança deverá ser de 7,5 metros para cada 
lado do eixo da rede; 
b) Distância mínima entre eixos de duas Redes paralelas 
A distância horizontal mínima entre os eixos de dois suportes será 
calculada pela fórmula: 
 
d = b1 + b2 + f + DU 
 150 
 
onde: 
d = distância horizontal mínima, em metros 
b1 e b2 = distâncias horizontais do eixo do suporte ao ponto de fixação do 
condutor mais afastado desse eixo para a primeira e segunda RDR 
respectivamente, em metros. 
f = flecha na temperatura máxima de projeto, em metros. 
DU = corresponde ao valor da tensão mais elevada das duas Redes, com um 
mínimo de 69kV. 
 
11.6.9 – Sinalização de advertência 
a) Vales profundos 
Nas travessias sobre vales profundos, com viabilidade de tráfego de 
aeronaves, nos trechos em que os cabos superiores se situarem 
acima de 145 metros do solo, estes deverão ser sinalizados com um 
 
 
 
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mínimo de 3 esferas, espaçadas de 40 metros no máximo, 
mantendo uma distância mínima de 5 metros para as estruturas de 
apoio, conforme Figura 4 do Anexo 02; 
 
 b) Vias navegáveis 
Nas travessias sobre vias navegáveis, os cabos inferiores deverão 
ser sinalizados com um mínimo de 3 esferas e espaçadas de 40 
metros no máximo, mantendo uma distância mínima de 5 metros 
para as estruturas de apoio; 
 
 c) Regiões agrícolas 
Os trechos de RDR localizados em regiões agrícolas que utilizam a 
aviação na aplicação de defensivos deverão receber a sinalização 
de advertência. As esferas devem ser espaçadas de 40 metros no 
máximo, mantendo uma distância mínima de 5 metros para as 
estruturas de apoio. 
 
NOTA: 
As esferas devem ser de fibra de vidro, com diâmetro de 500 milímetros, 
na cor laranja FAB. 
 
11.7 – Derivações 
11.7.1 – Derivações de Ramais de Redes Rurais Existentes 
a) Independente do nível de tensão do ramal a ser implantado deverão 
ser fornecidos pelo interessado à Celtins, os seguintes dados: 
 
- Nome da RDR (origem e destino); 
- Tipo de estrutura de onde partirá a derivação; 
- Tipo de carga nominal e comprimento do poste da estrutura da 
qual partirá a derivação; 
- Tipo e seção do condutor; 
- Tensão de operação da RD; 
- Nome da subestação na qual se origina a RDR; 
- Distância da estrutura de derivação do ramal à subestação; 
- Distância da estrutura de derivação aos consumidores adjacentes 
com respectiva numeração das chaves fusíveis. 
- Numero da estrutura de onde partira o novo ramal; 
 
b) Não será permitido derivação de ramal em estruturas com mais de 
um poste (HT e HTE), e estrutura do tipo LE, P1 , PT1e PTA1, com 
 
 
 
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chaves, religadores, capacitores e transformadores. Os casos 
especiais deverão ser previamente submetidos a apreciação da 
Celtins; 
 
c) Não será permitido mais de uma derivação por estrutura; 
 
d) Todo ramal deverá sair de uma estrutura da rede existente; 
 
e) Quando a derivação tiver origem em estrutura do tipo U1, U2, N1 ou 
N2 observar os seguintes limites para implantação da primeira 
estrutura do ramal: 
- Vão até 175 metros para estrutura simples (U1, U2, N1 e N2); 
- Vão até 250 metros para estrutura de ancoragem. 
 Nestes casos a estrutura de derivação deverá ser obrigatoriamente 
estaiada com: 
- 1 estai no sentido oposto ao caminhamento do ramal, para vãos 
até 175m; 
- 3 estais, sendo 2 estais no sentido longitudinal da rede existente 
ou projetada e 1 estai no sentido oposto ao caminhamento do 
ramal, para vãos até 250 metros, observando-se a estabilidade 
mecânica da estrutura de derivação. 
 f) Quando a derivação tiver origem em estrutura de ancoragem é 
necessário a implantação de uma estrutura tipo U4, N4 a 30m no 
máximo, da estrutura de derivação, onde deverão ser instaladas as 
chaves fusíveis de proteção do ramal, quando for o caso. Pode-se 
dispensar esta exigência ( f ), a critério da Celtins, quando o ramal 
for de apenas um vão . 
 g) Quando a derivação tiver origem em estruturas trifásicas que os 
isoladores pilares forem instalados diretamente no postes 
(estruturas P-1, PT-1 e PTA-1) estas estruturas deverá ser 
transformada em uma estrutura N1. 
 
11.7.2 – Derivações de Ramais de Redes Alimentadoras de Cidades 
 a) O primeiro vão deverá ter no máximo 30m (vão frouxo); 
 
 b) A estrutura do primeiro vão deverá ser U4, N4 
 
NOTA: 
 Nenhuma derivação poderá ter ângulo menor do que 60º e maior que 
120º. 
11.7.3 - Posto de Transformação 
 
 
 
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a) Quando o posto de transformação for instalado em estrutura singela, 
localizado até 40 m da estrutura de derivação, deve-se utilizar estai 
de subsolo, para vãos superiores utilizar estai a Âncora; 
 
b) O vão que antecede a estrutura do transformador trifásicos não 
poderá ser superior 220m; 
 
c) Os postes deverão ser de concreto armado e estar de acordo com 
a norma ETD-01; 
 
d) Os transformadores com potência até 150 kVA poderão ser 
instalados em estrutura singela (um poste), sendo que para 225 a 
300 kVA exige-se a instalação em estrutura tipo plataforma (dois 
postes). Acima de 300 kVA os transformadores deverão ser 
instalados em base de concreto; 
 
e) A resistência mínima dos postes para instalação de transformadores 
deverá ser de 300 daN; 
 
f) A potência máxima dos transformadores monofásicos para classes 
15 kV e 36,2 kV fica limitada a potencia de 25 kVA 440/220v 
(1 bucha de alta tensão e 3 buchas de baixa tensão). 
 
g) Os transformadores também deverão obedecer as especificações 
técnicas da Celtins; 
 
h) É imprescindível que os transformadores rurais fiquem localizados 
distantes no mínimo 30 m das edificações que abriguem pessoas ou 
animais. Distâncias menores que as citadas, aumentam os riscos a 
exposições a tensões perigosas de toque ou de passo, durante a 
ocorrência de surtos atmosféricos e curto-circuito; 
 
12 – APRESENTAÇÃO DO PROJETO 
 O projeto deverá ser composto de: 
 
12.1 – Memorial Descritivo 
 Deverá conter informações referentes a: 
- Objetivo e necessidade da obra; 
- Características técnica, cálculo de demanda e queda de tensão; 
- Número de consumidores e áreas beneficiadas; 
- Relação de consumidores; 
- Listagem e especificação dos materiais e equipamentos. 
 
 
 
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12.2 – Planta de Situação 
 Deverá ser elaborada na escala de 1:25000 a partir das plantas do 
IBGE. Tem por objetivo mostrar o posicionamento da rede projetada em relação 
a rede existente e aos acidentes geográficos. 
 
12.3 – Desenhos Planialtimétrico 
 Deverá ser apresentado na escala vertical 1:500 e horizontal 1:5000, 
juntamente com a caderneta de campo utilizada no levantamento topográfico 
devidamente assinado pelo topógrafo responsável com número de Registro no 
CREA. 
 Apresentar, também, as coordenadas geográficas (UTM) dos pontos 
notáveis. 
 O modeloda folha planialtimétrica encontra-se no Quadro 3, podendo 
utilizar os formatos A1, A2 e A3. 
 Na folha do desenho planialtimétrico de projetos particulares deverá 
conter nome do proprietário, nome da propriedade, engenheiro responsável, 
escalas vertical e horizontal, data e nº da folha do projeto. 
 
OBS.: 
 Para extensão de rede até 250m a ser construída em terreno que não 
apresente declividade; que não cruze rodovias e/ou rios navegáveis; que 
não cruze com redes de energia elétrica será dispensada a apresentação 
do levantamento altimétrico e caderneta de campo. 
 
12.4 – Desenhos de Detalhes de Travessia 
 Deverão ser desenhados à parte, travessias sobre rodovias, ferrovias, 
vias navegáveis, Redes de telecomunicações, sobre ou sob Redes elétricas, 
todos na escala vertical 1:100 e horizontal 1:500, devidamente cotados, e onde 
constem: 
- Tensão nominal; 
- Seção do cabo condutor; 
- Carga de ruptura do cabo; 
- Material empregado; 
- Tensão mecânica no lance da travessia; 
- Flecha nas situações mais desfavoráveis; 
- Cotas dos detalhes de travessias, conforme Figuras 1, 2 e 3 do 
Anexo 02. 
 
 
 
 
 
 
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 A apresentação do Detalhe de Travessia deverá estar conforme segue: 
a) Caso o ramal cruze rios o projeto deverá conter DETALHE DE 
TRAVESSIA devidamente aprovado pela Capitania dos Portos. 
 
OBS.: 
1) Para a aprovação o órgão exige a apresentação do projeto em 03 
(tres) vias; 
2) É de responsabilidade do projetista a apresentação à Capitania dos 
Portos para análise e aprovação do Detalhe de Travessia; 
3) A distância mínima dos condutores ao nível máximo atingido pela 
água, na condição de flecha máxima (50ºC) deverá obedecer as cotas 
mínimas estabelecida pela Capitania dos Portos; 
4) Os postes deverão ficar fora dos limites das cotas do nível máximo da 
água das hidrovias. 
 
b) Caso o ramal cruze rodovia e/ou utilize faixa de domínio de rodovias 
e de terrenos de domínio público o projeto deverá conter DETALHE 
DE TRAVESSIA e/ou DETALHE DE UTILIZAÇÃO DE FAIXA DE 
DOMÍNIO com obediência das distâncias mínimas necessárias; 
 
c) Caso o ramal cruze Redes de transmissão de energia elétrica de 
responsabilidade outras concessionárias, o projeto deverá conter 
DETALHE DE TRAVESSIA com obediência as distâncias mínimas 
necessárias, conforme Anexo 02, Figura 3, sendo de 
responsabilidade do projetista a apresentação do projeto a estas 
para análise e aprovação. 
 
12.5 – Quadro de Locação de Estrutura 
 Deverão ser preenchidos da seguinte forma (modelo no Anexo 01): 
- Nome da RDR projetada; 
- Município ao qual pertence a RDR; 
- Tensão primária da RDR; 
- Número da folha do projeto correspondente a folha da tabela; 
- Identificação das estruturas, citando, respectivamente, número da 
estrutura (ordem crescente), o tipo da montagem (conforme Norma – 
Montagem de Redes de Distribuição Aérea Rural Trifásica – 13,8kV e 
34,5kV), o tipo, resistência e altura do poste; 
- Posicionamento e quantidade de estais, caso haja; 
- Ângulo de deflexão da rede; 
 
 
 
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- Número da estaca (levantamento topográfico) mais próxima à 
estrutura e a respectiva distância entre a estaca e a estrutura (a 
distância será positiva se a estrutura estiver após a estaca 
referenciada, considerando o sentido crescente da numeração e 
negativa, em caso contrário). 
 
12.6 – Quadro de Regulação 
 Deverá ser preenchido da seguinte forma (modelo no Anexo 01): 
- Nome da RDR projetada; 
- Município ao qual pertence a RDR; 
- Tensão primária da RDR; 
- Para cada trecho ancorado, o respectivo valor do vão regulador. 
 
 
 
12.7 – Relação de Materiais 
 Descrição dos materiais com quantidade a serem empregados. 
 
NOTA: 
 Deve apresentar também o que determina o item 4.2.1 – subitens a, c, d, 
g, h, i, n, o, p, q da OTD 02 – Procedimentos para Ligação de Ramais 
Particulares de Alta Tensão. 
 
 
12.8 – Licenciamento Ambiental 
 Devera ser apresentada licença ambiental emitidas pelo órgão 
competente: 
- Licença previa; 
- Licença de instalação; 
- Autorização para exploração florestal; 
 
Obs.: O licenciamento ambiental poderá ser dispensado pela Celtins, com 
a apresentação de parecer técnico do órgão competente informando que a 
obra (Rede de Distribuição Rural) para atender ao consumidor não 
necessita deste. 
 
 
 
 
 
 
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A N E X O - 01 
QUADROS 
QUADRO 1 
LOCAÇÃO DE ESTRUTURAS 
 
 RDR __________________________________________________________ 
 MUNICÍPIO_____________________________________________________ 
 TENSÃO_______________________________________________________ 
 
 
 
E 
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LOCAÇÃO 
 
 
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QUADRO 2 
VÃOS REGULADORES 
 
 
 RDR__________________________________________________________ 
 MUNICÍPIO_________________________________TENSÃO__________kV 
 
 
 
 
ENTRE 
ESTRUTURAS 
DE 
ANCORAGEM 
 
VÃO 
REGULADOR 
(m) 
ENTRE 
ESTRUTURAS 
DE 
ANCORAGEM 
 
VÃO 
REGULADOR 
(m) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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QUADRO 3 
FOLHA PLANIALTIMÉTRICA FORMATO: A1, A2 OU A3 
 
B 
 I D E F G 
I 
 H 
 
 
 
 
 
L 
E 
G
 
E 
N
 
D
 
A( N
 
O
 
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FORMATO DIMENSÕES (mm) 
A B C D E F G H I J 
A1 841 594 806 324 150 50 A2 594 420 559 200 50 100 25 10 175 
A3 420 297 385 137 50 40 
J 
H 
A C 
A 
L 
R
 
I M
 
E 
T 
R
 
I 
A 
P 
L 
A 
N
 
I 
M
 
E 
T 
R
 
I 
A 
 
 
 
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QUADRO 4 
CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO 
 
 
 SERVIÇO 
_________________________________________________________________________________________________ 
 
 NÚMERO ____________________________PRIM.___________________SEC.____________________F. 
P.__________________ 
 (Transformador ou Alimentador) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 PREFERÊNCIA: DESENHO Nº ____________________ FOLHA___________ 
 
TRECHO CARGA 
 
 
CONDUTOR 
QUEDA DE TENSÃO 
 
DESIGNAÇÃO 
 
COMPRIMENTO 
DISTRIBUÍDA 
NO TRECHO 
ACUMULADA NO 
FIM DO TRECHO 
 
TOTAL 
 
UNITÁRIA 
 
NO TRECHO 
 
TOTAL 
 
A 
 
B 
 
C 
 
D 
 
(C/2+D) B=E 
 
F 
 
G 
 
E x G = H 
 
I 
 
PRIMÁRIA 
 
Km 
 
MVA 
 
MVA 
 
MVA x Km 
Nº AWG 
 
% 
 
% 
 
% 
 
SECUNDÁRIA 
 
100M 
 
kVA 
 
kVA 
 
Kva x 100m 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
DEMANDA NOTURNA: 
 
 
DEMANDA DIURNA: 
 
PREPARADO POR __________________________________________VISTO_______________________EM____________ 
 
 
 
FOLHA DE 
 
 
 
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A N E X O - 02 
FIGURAS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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FIGURA 1 
TRAVESSIA AÉREA DE RDR SOBRE RODOVIAS 
 
 
 
 
 
DIST. TOTAL A ( m ) 
 
COTAS A
 
 B C D E F G
 
H
 I 
 
 
NOTAS: 
1) Máximo 1,50m para DNIT e DERTINS, quando o poste ocupar a posição “A”; 
2) Mínimo 5,00m para DNIT; 
3) Maior do que altura livre do poste “h”; 
4) As estruturas serão de ancoragem; 
5) ESCALAS – H = 1:500 
 V = 1:100 
 
 
 
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FIGURA 2 
TRAVESSIA AÉREA DE RDR SOBRE FERROVIAS 
 
 
 
 
 
 
ALTA TENSÃO 
a Máximo 100 m 
b Mínimo 5 m 
c Mínimo 9 m ( sobre linha eletrificada ou eletrificável 12 m) 
d Mínimo 2,5 m 
e Flecha máxima a 50º C 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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FIGURA 3 
TRAVESSIA DE RDR SOB RIOS 
 
 
 
 
 
 
 
vão 
 (m) 
 
COTAS DO TERRENO 
NO NÍVEL D’ÁGUA E 
NÍVEL DA MÁXIMA 
ENCHENTE 
A C E E 
 
 
 
 
 
 
 
 
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FIGURA 4 
TRAVESSIA AÉREA DE RDR SOB LT’s 
 
 
 
 
VÃO a (m) 
 
 
VÃOS PARCIAIS 
 
b (m) c (m) 
 
C O T A S DO 
T E R R E N O 
 
 
 
TENSÃO DA LT (kV) 
 
69 138