TCC_JonasReis

Prévia do material em texto

Centro Federal de Educação Tecnológica de 
Minas Gerais 
Departamento de Engenharia Elétrica 
Engenharia Elétrica 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUBSTITUIÇÃO DA REDE AÉREA DE 
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA POR 
REDE SUBTERRÂNEA : ESTUDO DE CASO 
 
 
 
 
 
Jonas Fonseca Reis Rezende 
04 de julho de 2018 
 
 
 
 
 
 
CEFET-MG 
Departamento de Engenharia Elétrica 
Engenharia Elétrica 
Av. Amazonas, 7675 - Nova Gameleira, Belo Horizonte - MG, 30510-000 
 (31) 3319-6722 
 
 
Jonas Fonseca Reis Rezende 
 
 
PROJETO DE SUBSTITUIÇÃO DA REDE AÉREA DE 
DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA POR REDE 
SUBTERRÂNEA : ESTUDO DE CASO 
 
 
Trabalho de conclusão de curso submetida A 
banca examinadora designada pelo 
Colegiado do Departamento de Engenharia 
Elétrica do CEFET-MG, como parte dos 
requisitos necessários à obtenção do grau de 
Bacharel em Engenharia Elétrica. 
 
Área de Concentração: Distribuição de 
energia 
Orientador(a): Marcos Fernando dos Santos 
CEFET-MG 
 
 
Belo Horizonte 
Departamento de Engenharia Elétrica 
04 de julho de 2018 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“Se trabalharmos sobre o 
mármore, um dia ele acabará. Se 
trabalharmos sobre o metal, um 
dia o tempo o consumirá. Se 
erguermos templos, um dia se 
tornarão pó. Mas se trabalharmos 
sobre almas jovens e imortais, se 
nós as imbuirmos com os 
princípios do justo temor ao 
criador e amor à humanidade, 
daqui a cem anos pouco 
importará o quanto tenhamos 
acumulado no banco; que tipo de 
casa, palacete ou carro possuímos. 
Mas o mundo poderá ser diferente, 
talvez porque fomos importantes 
na vida dos jovens.” 
(Frank Sherman Land). 
 
 
 
 
 
Agradecimentos 
 
Agradeço em primeiro lugar aos meus pais Jonas Rezende e Elenice Reis por se 
esforçarem para que eu tenha conquistas, por terem paciência e fé na conclusão dos meus 
objetivos; 
Agradeço ao Pai Celestial, por me proteger e à minha família, dando saúde e força 
pra estar onde estou e chegar onde chegarei; 
Ao Coordenador do meu curso, José Hissa, por entender as necessidades de alunos 
ingressos via transferências, principalmente advindos do interior, e colaborar para 
adequação dos mesmos ao curso podendo assim se tornarem bacharéis, título tão sonhado; 
Ao Orientador deste trabalho, Professor Marcos Fernando, por ter toda paciência e 
atenção com alunos, colaborar com informações técnicas sobre a área do trabalho, e por ser 
um dos professores mais interdisciplinares do departamento de engenharia; 
Ao meu ex-professor José Evaristo Rodrigues Costa, por ser o primeiro professor a 
introduzir o conteúdo em questão em minha trajetória acadêmica, sendo titular da 
disciplina de Física II no curso de Engenharia de Controle e Automação do CEFET-MG – 
Campus III, meu antigo curso/campus; 
Aos meus Irmãos da Ordem Demolay por contribuírem na minha formação de 
liderança, tanto do lado pessoal como profissional, por me aceitarem em seus trabalhos e 
engrandecerem meu espírito de ajuda ao próximo; 
A minha Excelentíssima namorada Laís Moura, por ser o foco das minhas atividades 
e esforços, por apoiar-me e me corrigir nos meus desvios de trajetória; 
Aos meus colegas de turma, que sempre foram atenciosos e disponíveis quando 
necessário, durante estes longos anos de curso.
 
 
 
 
Resumo 
O trabalho descreve as principais características técnicas das redes de distribuição aérea 
de energia elétrica e das redes de distribuição subterrânea. Um estudo de caso é feito para 
substituir as redes tradicionais aéreas de distribuição de energia por uma rede mais 
moderna de distribuição, a subterrânea. Foi então escolhido o local de estudo, a cidade de 
Leopoldina, Minas Gerais, localizado na região Zona da Mata. A área de estudo na cidade 
foi a área da região central, região com grande concentração de cargas. Foi feito então 
através dos dados de distribuição locais da concessionária, Energisa, um estudo prévio da 
rede atual que alimenta as cargas dessa área. De posse desses dados foi proposto novos 
circuitos alimentadores, com remanejo das cargas existentes que não estão sobre a área 
de estudo, e então definido a localização dos novo transformadores da rede subterrânea. 
Através destes foi possível estruturas os circuitos secundários e os ramais de entrada para 
atendimentos aos consumidores. Por fim foi feito uma comparação entre as redes aéreas 
e subterrâneas em distribuição de energia. 
 
 
 
i 
 
Sumário 
Resumo ................................................................................................................................................. v 
Sumário ................................................................................................................................................. i 
Lista de Figuras ............................................................................................................................... iii 
Lista de Abreviações ........................................................................................................................ v 
Capítulo 1 - Introdução ................................................................................................................... 6 
1.1. Experiências relevantes relacionadas ao tema proposto ................................................... 6 
1.2. Metodologia e objetivos do trabalho ........................................................................................ 10 
1.3. Estrutura do Texto ........................................................................................................................... 10 
Capítulo 2 – Distribuição de energia elétrica ...................................................................... 12 
2.1. Subtransmissão................................................................................................................................. 13 
2.2. Subestações de distribuição ......................................................................................................... 13 
2.3. Redes primárias ................................................................................................................................ 14 
2.4. Redes secundárias ........................................................................................................................... 14 
2.5. Confiabilidade.................................................................................................................................... 14 
Capítulo 3 – Rede de distribuição aérea de energia .......................................................... 17 
3.1. Topologias ........................................................................................................................................... 17 
3.1.1. Configuração radial simples ................................................................................................................. 17 
3.1.2. Configuração radial com recurso ....................................................................................................... 19 
3.1.3. Configuração em anel .............................................................................................................................. 20 
3.2. Tipos de condutores ....................................................................................................................... 21 
3.2.1. Cabo nu.......................................................................................................................................................... 21 
3.2.2. Cabo pré-reunido ...................................................................................................................................... 22 
3.2.3. Cabo protegido compacto ...................................................................................................................... 23 
3.3. Transformadores .............................................................................................................................23 
3.4. Proteções ............................................................................................................................................. 25 
Capítulo 4 – Rede de distribuição subterrânea de energia ............................................ 28 
4.1. Topologias ........................................................................................................................................... 28 
4.1.1. Radial simples ............................................................................................................................................ 28 
 
 
ii 
 
4.1.2. Radial com recurso ................................................................................................................................... 29 
4.1.3. Radial com primário em anel ............................................................................................................... 29 
4.1.3.1. Anel aberto .......................................................................................................................................... 29 
4.1.3.2. Anel fechado ....................................................................................................................................... 30 
4.1.4. Radial com primário seletivo ............................................................................................................... 31 
4.1.5. Radial com secundário seletivo .......................................................................................................... 32 
4.1.6. Reticulado simples ................................................................................................................................... 33 
4.1.7. Reticulado com primário seletivo ...................................................................................................... 34 
4.2. Transformadores ............................................................................................................................. 35 
4.3. Proteções ............................................................................................................................................. 36 
Capítulo 5 – Substituição de RDA por RDS: estudo de caso ............................................ 37 
5.1. Características elétricas atuais ................................................................................................... 38 
5.1.2. Circuitos alimentadores ......................................................................................................................... 40 
5.1.3. Circuitos secundários .............................................................................................................................. 45 
5.1.4. Proteções ...................................................................................................................................................... 46 
5.2. Características elétricas propostas ........................................................................................... 46 
5.2.1. Circuitos alimentadores ......................................................................................................................... 47 
5.2.2. Transformadores ...................................................................................................................................... 52 
5.2.3. Circuitos secundários .............................................................................................................................. 53 
5.2.4. Quadro de distribuição em pedestal (QDP) ................................................................................... 56 
5.2.5. Proteções contra sobrecorrente ......................................................................................................... 57 
5.3. Comparativo ....................................................................................................................................... 59 
5.3.1. Infraestrutura ............................................................................................................................................. 59 
5.3.2. Manutenção ................................................................................................................................................. 60 
5.3.3. Confiabilidade ............................................................................................................................................ 61 
5.3.4. Aspectos visuais e ambientais ............................................................................................................. 62 
Capítulo 6 - Conclusão .................................................................................................................. 63 
 Referências ..................................................................................................................................... 66 
 
 
 
 
iii 
 
Lista de Figuras 
 
Figura 1-1 Antigo Centro Comercial de Salvador (Coelba, 2013) ....................................................................................... 7 
Figura 1-2 Aeroporto Deputado Luís Eduardo Magalhães (Coelba, 2013) ..................................................................... 7 
Figura 1-3 Desastres ambientais (AES Eletropaulo, 2013) .................................................................................................... 8 
Figura 1-4 Regiões com redes subterrâneas em Belo Horizonte (CEMIG, 2013)......................................................... 9 
Figura 2-1 Diagrama de transmissão e distribuição de energia elétrica. ..................................................................... 13 
Figura 3-1 Configuração Radial Simples (CEMIG ND-3.1, s.d.) .......................................................................................... 18 
Figura 3-2 Parte do Sistema Elétrico de Linhas de Transmissão da CEMIG em Minas Gerais (CEMIG, 2010)
 ............................................................................................................................................................................................................ 19 
Figura 3-3 Configuração Radial com Recurso (CEMIG ND-3.1, s.d.) ............................................................................... 20 
Figura 3-4 Configuração em Anel. ................................................................................................................................................. 20 
Figura 3-5 Parte do Sistema Elétrico AT da CEMIG em Minas Gerais (CEMIG, 2010) ............................................ 21 
Figura 3-6 Cabo nu em corte (COPEL, s.d.) ................................................................................................................................. 22 
Figura 3-7 Cabo Pré-Reunido (EDP, 2009)................................................................................................................................. 22 
Figura 3-8 Cabo Protegido Compacto Separado Por Espaçador Polimérico (COPEL, s.d.) ................................... 23 
Figura 3-9 Banco de transformadores trifásicos utilizando transformadores monofásicos (Navarro, 2015)
 ............................................................................................................................................................................................................ 25 
Figura 4-1 Primário com Anel Aberto (SINAPSIS, 2013) ..................................................................................................... 30 
Figura 4-2 Sistema Radial com Primário em Anel Fechado (SINAPSIS, 2013) .......................................................... 31 
Figura 4-3 Radial com Primário Seletivo (SINAPSIS, 2013) ............................................................................................... 31 
Figura 4-4 Radial com Secundário Seletivo (Navarro, 2015) .............................................................................................32 
Figura 4-5 Configuração Reticulada Simples (Isoni, s.d.)..................................................................................................... 34 
Figura 4-6 Sistema Reticulado com Primário Seletivo. (Isoni, s.d.) ................................................................................. 34 
Figura 4-7 Transformador Submersível (COPEL, s.d.) .......................................................................................................... 35 
Figura 5-1 – Mapa da sede do município de Leopoldina ...................................................................................................... 37 
Figura 5-2 - Demarcação da região de estudo ........................................................................................................................... 38 
Figura 5-3 - Transformadores plotados na região central de Leopoldina através da referência geográfica 
UTM_23Sul. ................................................................................................................................................................................... 39 
Figura 5-4 - Circuito Alimentador LPD1 ...................................................................................................................................... 40 
Figura 5-5 Representação das cargas nominais dos transformadores do circuito do alimentador 1, e as 
cargas que estão na área de estudo contornadas por linhas azuis. ..................................................................... 41 
Figura 5-6 Localização da barra 1 do circuito LPD1 .............................................................................................................. 41 
Figura 5-7 Localização da barra 2 do circuito LPD1 na região central de Leopoldina ........................................... 42 
 
 
iv 
 
Figura 5-8 Localização dos términos das cargas 3 e 4 do circuito LPD1. ..................................................................... 42 
Figura 5-9 - Circuito Alimentador LPD2 ...................................................................................................................................... 43 
Figura 5-10 Representação das cargas nominais dos transformadores do circuito do alimentador 2, e as 
cargas que estão na área de estudo contornadas por linhas azuis. ..................................................................... 44 
Figura 5-11 Localização das barras do circuito LPD2 ........................................................................................................... 45 
Figura 5-12 Remanejo de cargas para novo circuito LPD1 proposto ............................................................................. 47 
Figura 5-13 Traçado do alimentador LPD1 no local de estudo do trabalho, com seus respectivos 
transformadores. A área de estudo está subdividida em duas partes por conveniência........................... 49 
Figura 5-14 Remanejo proposto para as cargas do circuito alimentador LPD 2, e as cargas propostas para 
serem enterradas. ...................................................................................................................................................................... 50 
Figura 5-15 Traçado do alimentador LPD2 no local de estudo do trabalho e seus respectivos 
transformadores. A área de estudo está subdividida em duas partes por conveniência........................... 51 
Figura 5-16 Circuitos LPD1 e LPD2 com seus respectivos transformadores de potência. A área de estudo 
está subdividida em duas partes por conveniência. ................................................................................................... 53 
 
 
 
v 
 
Lista de Abreviações 
 
RDA…………………........................................…………………………..Rede de Distribuição Aérea 
RDS…………………….......................................................……Rede de Distribuição Subterrânea 
COELBA........................................................Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia 
AT............................................................................................................................. ..............Alta tensão 
BT........................................................................................................................................Baixa tensão 
MT......................................................................................................................................Média tensão 
CEMIG.....................................................Companhia Energética do Estado de Minas Gerais 
ANEEL...............................................................................Agência Nacional de Energia Elétrica 
SE.............................................................................................................................................Subestação 
DEC.............................Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora 
FEC........................Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora 
DIC................................Durações de Interrupção Individual por Unidade Consumidora 
FIC.............................Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora 
PRODIST.......................................................................................Procedimentos de Distribuição 
CA............................................................................................................................. ..Cabo de Alumínio 
NBR............................................................................................................................Norma Brasileira 
ABNT......................................................................Associação Brasileira de Normas Técnicas 
NDU............................................................................................Norma de Distribuição Unificada 
NA.......................................................................................................................Normalmente Aberta 
NF....................................................................................................................Normalmente Fechada 
CPFL......................................................................................Companhia Paulista de Força e Luz 
 
 
 
 
6 
 
Capítulo 1 
Introdução 
A substituição das redes de distribuição aéreas (RDA) por subterrâneas é 
importante em centros urbanos pela alta concentração de cargas nas áreas centrais das 
cidades, pela grande contribuição aos aspectos estéticos, paisagismo e preservação 
histórica, além de, principalmente, segurança. Em relação a aspectos técnicos, a 
confiabilidade das redes de distribuição subterrâneas (RDS), atrelada à redução drástica 
na manutenção, são fatores que aumentam a credibilidade da implementação deste tipo 
de rede. 
1.1. Experiências relevantes relacionadas ao tema proposto 
Redes subterrâneas, embora relativamente difíceis de serem encontradas 
considerando-se a quantidade de usuários atendidos e não atendidos, podem ser 
apresentadas através de experiências satisfatórias em grandes cidades brasileiras. 
Concessionárias, usuários e poderes públicos aumentam gradativamente suas atuações 
para difundir a distribuição através de redes subterrâneas. 
Segundo dados de 2013 da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (Coelba), 
concessionária responsável pela energia elétrica em Salvador, o sistema subterrâneo 
existente na cidade contava com cerca de 343 quilômetros de redes. Em alta tensão (AT) 
eram cerca de 32 km de linhas de 69 kV que atravessavam as avenidas encurtando as 
ligações entre subestações e mantendo aspectos visuais de centros históricos. A Coelba 
foi a responsável pela iniciativa devido à dificuldade em utilizar circuitos aéreos nestas 
regiões. Além das linhas AT também existiam 148 km de redes subterrâneas em Baixa 
tensão (BT) e 163 km em Média tensão (MT). As redes em BT operam com tensões em 
380/220Ve 220/127V enquanto em MT com 11,9 kV, 13,8 kV e 34,5 kV. Estas começaram 
a ser implementadas na década de 70 através de empreendedores em condomínios e do 
 
 
7 
 
Governo Estadual juntamente com a Coelba no Antigo Centro Financeiro de Salvador, 
apresentado na Figura 1-1, devido à alta concentração de cargas existentes no local. 
 
Figura 1-1 Antigo Centro Comercial de Salvador (Coelba, 2013) 
Na década seguinte, também com iniciativa de empreendedores, a rede subterrânea 
do Parque Metropolitano Empresarial foi construída, e neste caso com enfoque 
paisagístico. Posteriormente na década de 90, o Governo, juntamente com a Coelba, 
privilegiou o Pelourinho, Centro Histórico de Salvador, com redes subterrâneas. Estas 
obras foram realizadas porque houve a revitalização no centro Histórico. Ainda nos anos 
90, amparado pela necessidade de segurança e confiança, o Aeroporto Deputado Luís 
Eduardo Magalhães (Figura 1-2) também recebeu redes subterrâneas. 
 
Figura 1-2 Aeroporto Deputado Luís Eduardo Magalhães (Coelba, 2013) 
 
 
8 
 
Nos últimos anos, empreendedores também utilizaram sistema subterrâneo na 
Reserva Imbassay e Iberostar, e o Governo novamente com apelo turístico, com 
participação da concessionária, entregou o sistema subterrâneo à Praia do Forte e ao 
Centro Histórico de Porto Seguro. Ainda em Salvador são previstas novas aplicações para 
preservar e retomar características históricas originais, aumentar a segurança em áreas 
de grandes eventos e por exigências municipais, devido a apelos estéticos. 
Em São Paulo, na área sob a concessão da AES Eletropaulo, há uma considerável 
difusão da RDS: até 2013 foram 190 km de rede AT, 1.182 km de MT e 1.862 km de BT. O 
sistema subterrâneo da maior cidade do País conta com 2.114 MVA, cerca de 17% da 
potência instalada da Eletropaulo e 179.000 clientes, cerca de 3% dos clientes da 
concessionária. 
Nesta capital onde há histórico de enchentes e ciclones tropicais, além da crescente 
demanda de carga e quedas de árvores, batidas em postes entre outros, a contribuição da 
ampliação da rede subterrânea para segurança da rede é um dos fatores que fortalecem 
as substituições das redes aéreas por subterrâneas. A Figura 1.3 ilustra esses desastres. 
 
Figura 1-3 Desastres ambientais (AES Eletropaulo, 2013) 
 
 
 
9 
 
Há também, como incentivo à substituição de redes aéreas por subterrâneas, fatores 
estéticos, como o caso de solicitação de um empresário, em 2003, com intuito de valorizar 
sua empresa, na rua Vitório Fasano, e solicitações da prefeitura, como ocorreu no Parque 
do Ibirapuera e na Rua José Paulino, em 2011. Parcerias também são responsáveis por 
solicitar conversão das redes: em 2006 e 2011 foram executadas conversões através de 
parceria da prefeitura, da concessionária e de lojistas para obter uma melhor valorização 
da região na rua Oscar Freire. 
Em Belo Horizonte, sob responsabilidade da Companhia Energética de Minas Gerais 
(CEMIG), até 2013, 67 mil consumidores já eram atendidos com redes subterrâneas, 
através de quase 600 km de circuitos de BT e MT, com cerca de 280 MVA de carga 
instalada. A Figura 1.4 mostra regiões com redes subterrâneas na capital mineira. 
 
Figura 1-4 Regiões com redes subterrâneas em Belo Horizonte (CEMIG, 2013) 
Em Minas Gerais também há outros municípios que, por apelo turístico e paisagístico, 
com o intuito de manter centros históricos originais, investem em RDS, como Ouro Preto, 
Diamantina, Tiradentes entre outros. Para valorizar seus centros comerciais, cidades de 
médio porte também foram contempladas como Uberlândia, Juiz de Fora e Uberaba. 
 
 
10 
 
1.2. Metodologia e objetivos do trabalho 
Este Trabalho de Conclusão de Curso teve objetivo de desenvolver e analisar um 
estudo de caso de projeto de distribuição de energia subterrânea em substituição à rede 
aérea instalada. Para tal, foi escolhido para a área de estudo de caso parte do centro da 
cidade de Leopoldina, Minas Gerais, considerando-se locais com maior densidade de 
cargas e onde a retirada da rede aérea influenciaria diretamente em fatores ambientais, 
sociais e técnicos. 
Os dados de distribuição de energia da concessionária local, Energisa, foram 
utilizados para embasar o projeto proposto. Através dos dados foram levantado 
características de cargas e trajetos dos circuitos alimentadores atuais, e posicionamento 
dos transformadores. Através do tratamento desses dados foi possível definir as melhores 
localizações para os transformadores dos novos circuitos subterrâneos propostos, e, 
posteriormente, traçar os circuitos de alimentação. 
Definido os transformadores, utilizou-se os quadros de distribuição em pedestal 
para distribuir os circuitos secundários através dos eletrodutos subterrâneos até os 
pontos consumidores. Estes mesmos quadros de distribuição foram responsáveis por 
agrupar o conjunto de proteções e chaveamento dos circuitos. 
Por fim, uma análise comparativa entre as redes aéreas anteriores e redes 
subterrâneas propostas 
1.3. Estrutura do Texto 
Este trabalho se inicia com a apresentação de experiências relacionadas ao tema 
do trabalho em grandes cidades, com distribuição de energia sob responsabilidade de 
grandes concessionárias. 
Posteriormente, no capítulo 2, é feito uma introdução do sistema elétrico brasileiro 
definindo a trajetória desde a geração aos pontos consumidores da energia. As definições 
de subtransmissão, subestação, redes primárias e secundárias são expostas para uma 
melhor compreensão para os tópicos seguintes. Ainda, de forma oportuna, foram 
definidos conceitos de confiabilidade das redes de acordo com a Agência Nacional de 
Energia Elétrica (ANEEL), necessário aos capítulos posteriores. 
 
 
11 
 
No capítulo 3 as topologias mais comuns de rede de distribuição aérea são 
apresentadas, relacionando seus custos, segurança, redundâncias e opções de manobra 
dos blocos de carga. Os condutores utilizados nessas redes são em seguida descritos e 
caracterizados. Posteriormente é definido o transformador, apresentada sua importância 
e em quais partes do sistema elétrico são encontrados, e por fim são descritas brevemente 
as proteções usadas nestes circuitos. 
As topologias utilizadas nas redes subterrâneas são apresentadas em seguida, no 
capítulo 4 juntamente com uma análise do funcionamento e da confiabilidade de cada 
uma. Ainda neste capítulo é feito uma descrição dos transformadores comumente 
utilizados em redes subterrâneas, e proteções das redes para utilização com 
transformador em pedestal. 
Após a introdução das RDAs e RDSs são apresentados os dados técnicos anteriores 
e posteriores à substituição das redes propostas. Estes dados fazem parte e está 
juntamente explanados com o dimensionamento elétrico da rede proposta no Capítulo 5. 
Uma comparação quantitativa e qualitativa é feita entre as duas redes. Essa comparação 
parte de princípios técnicos, estéticos e ambientais sobre o tema proposto, e relaciona o 
projeto com essas comparações. 
Este trabalho é concluído com a exposição sobre o aumento da densidade de carga 
em regiões centrais, justificando a necessidades da distribuição redes subterrâneas em 
substituição das obsoletas nessas áreas. Uma análise da interferência da norma da 
Energisa NDU 018 nos resultados é feita de forma a justificar uma sugestão de futuros 
trabalhos a partir deste. 
 
 
 
 
12 
 
Capítulo 2 
Distribuição de energia elétrica 
O fornecimento de energia elétrica engloba sistema elétricos que vão desde a geração 
até os pontos de entregas finais, conforme mostrado na Figura 2.1. Sistemas de 
distribuição são definidos como instalações e equipamentos pertencentes a uma 
concessionária ou a uma permissionária de distribuição (ONS, 2009). Fazem parte deste 
estudo o fornecimento para os consumidores finais em níveis de MT e BT, compreendidos 
dentro do sistema de distribuição. 
O sistema de distribuição,no Brasil, é em sua maioria construído através de redes 
aéreas e compreende a rede que fica entre o sistema de transmissão e os pontos de 
entrega, ou seja, das subestações abaixadoras de tensão até as unidades consumidoras. 
Neste capítulo são abordadas as características do sistema elétrico que engloba o trajeto 
da saída das redes de transmissão de energia até os consumidores finais. 
A figura 2.1 representa a estrutura do sistema elétrico brasileiro. A energia é 
gerada nas diversas usinas existentes. Esta energia é transmitida através de um 
sofisticado sistema de transmissão, que eleva a tensão nas subestações na saída das usinas 
e é transportada através de linhas de transmissão até as subestações de subtransmissão. 
Das saídas das subestações de subtransmissão a energia é transportada até as 
subestações de distribuição (SEs) que condicionam as tensões para consumidores em 
níveis de MT e BT. 
Nos próximos itens, são destacadas as principais características de cada elemento 
do sistema. 
 
 
 
13 
 
 
Figura 2-1 Diagrama de transmissão e distribuição de energia elétrica. 
 
2.1. Subtransmissão 
Rede de subtransmissão é o conjunto de linhas e subestações que conectam as barras 
de rede básica ou de geradores às subestações de distribuição, em tensões típicas iguais 
ou superiores a 69 kV e inferiores a 230 kV (PRODIST, 2005). O sistema de 
subtransmissão é responsável por entregar a energia dessas subestações de 
subtransmissão aos consumidores de alta tensão, que geralmente são grandes parques e 
instalações industriais, e às SEs que posteriormente abaixarão as tensões para MT. Em 
nível de subtransmissão entregam tensões usualmente de 69 kV e 138 kV em linhas 
trifásicas. 
2.2. Subestações de distribuição 
A definição de subestação de distribuição no Brasil é definida como: “parte de um 
sistema de potência que compreende as extremidades de linha de transmissão e/ou de 
distribuição, com os respectivos dispositivos de manobra, controle e proteção e que abrange 
 
 
14 
 
as obras civis e estruturas de montagem. Pode também incluir transformadores, 
equipamentos conversores e/ou outros equipamentos” (ONS, 2009). Seguindo o percurso 
da transmissão de energia, após a entrega em pontos de AT e nas SEs as tensões são 
transformadas para níveis adequados para circuitos consumidores. 
Não é de principal importância deste trabalho uma exploração profunda do 
funcionamento de uma SE de distribuição. Pode-se assim considerar como uma instalação 
que recebe AT e transforma em MT para serem distribuídas através das redes primárias, 
geralmente em níveis de 13,8 kV e 34,5 kV. Também é possível encontrar outros valores 
fora deste padrão, dependendo da concessionária e os pontos de entrega. 
2.3. Redes primárias 
As redes primárias são formadas por alimentadores que são linhas elétricas 
destinadas a transportar energia elétrica em MT (PRODIST, 2005). Estas redes que são 
ligadas às SEs, alimentam tanto a consumidores em MT como transformadores que 
abaixam os níveis de tensões para os consumidores finais. A configuração dessa rede varia 
de acordo com a confiabilidade necessária inerente a cada projeto. 
2.4. Redes secundárias 
As redes secundárias ou redes de baixa tensão são responsáveis pelos níveis mais 
baixos do sistema de energia. São ligadas às redes primárias através de transformadores 
de potência que abaixam as tensões trifásicas para 220/127V ou 380/220V. Há também 
abaixadores de tensão monofásicos para 110, 115, 220 e 230V. Os níveis em BT são 
responsáveis pela entrega a maioria dos consumidores de energia elétrica, tanto para as 
residências, comércios, como para iluminação pública. 
2.5. Confiabilidade 
Confiabilidade pode ser relacionada com a continuidade do serviço de distribuição 
de energia. Por meio do controle das interrupções, do cálculo e da divulgação dos 
indicadores de continuidade de serviço, as distribuidoras, os consumidores e a ANEEL 
 
 
15 
 
podem avaliar a qualidade do serviço prestado e o desempenho do sistema elétrico 
(ANEEL, 2009). Esses indicadores de continuidade são estabelecidos em função da 
frequência e tempo de interrupção e comumente são apurados em períodos mensais, 
trimestrais e anuais. 
Há indicadores de continuidade individuais, que são apurados para todas unidades 
consumidoras, e há também os indicadores de continuidade de conjunto de unidades 
consumidoras. 
Na ocorrência de faltas, a duração e a frequência são computadas com intuito de 
obter a duração equivalente de interrupção por unidade consumidora (DEC), e a 
frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora (FEC). Essas são 
expressas respectivamente em horas e centésimos de hora, e em número de interrupções 
e centésimos do número de interrupções. 
O DEC é obtido pela razão da soma todas as durações de interrupção individual por 
unidade consumidora (DIC) do conjunto de unidades faturadas no período de apuração 
pelo número de unidades deste conjunto. 
A FEC analogamente, é a razão da soma de toda a frequência de interrupção 
individual por unidade consumidora (FIC) do conjunto de unidades faturadas no período, 
pelo número de unidades do conjunto de apuração. 
De acordo com a última versão vigente do módulo 8 do Procedimento de 
Distribuição (PRODIST) da ANEEL, na apuração dos indicadores DEC e FEC devem ser 
consideradas todas as interrupções admitidas apenas as seguintes exceções: 
i. Falha nas instalações da unidade consumidora que não provoque 
interrupção em instalações de terceiros; 
ii. Interrupção decorrente de obras de interesse exclusivo do consumidor e 
que afete somente a unidade consumidora do mesmo; 
iii. Interrupção em situação de emergência; 
iv. Suspensão por inadimplemento do consumidor ou por deficiência técnica 
e/ou de segurança das instalações da unidade consumidora que não 
provoque interrupção em instalações de terceiros, previstas em 
regulamentação; 
v. Vinculadas a programas de racionamento instituídos pela União; 
vi. Ocorridas em dia crítico; 
 
 
16 
 
vii. Oriundas de atuação de esquema regional de alívio de carga estabelecido 
pela ONS. 
Ainda de acordo com o módulo 8 do PRODIST: “A distribuidora deverá avisar todos 
os consumidores da respectiva área de concessão ou permissão sobre as interrupções 
programadas, informando a data da interrupção e o horário de início e término.” 
Os índices de continuidade do serviço são limitados e determinados pela ANEEL. 
Este limite é baseado na seleção de atributos relevantes para uma análise e aplicação 
comparativa, e então a partir da ANEEL há a definição dos limites anuais para o DEC e FEC. 
Estes são disponibilizados em audiência pública com periodicidade da revisão tarifária da 
distribuidora. 
Caso as concessionárias ou permissionárias violem o limite estabelecido por 
resolução, ela deverá compensar os consumidores, através das faturas seguintes ou em 
moeda corrente. 
Como incentivo à melhoria da qualidade de serviço prestado, indicados pelo DEC e 
FEC, foi criado uma avaliação, a partir de 2011, que relaciona esses indicadores com 
reajuste anual de tarifas: caso esses indicadores piorem, o reajuste anual das tarifas 
poderão ser menores; caso a qualidade de DEC e FEC melhorem a tarifa poderá aumentar. 
Pode-se então considerar que o aumento na confiabilidade das redes de distribuição 
resulta em um retorno financeiro à concessionária. 
 
 
 
17 
 
 
Capítulo 3 
Rede de distribuição aérea de energia 
As redes de distribuição aérea atualmente corresponde por quase a totalidade das 
redes de distribuição. Encontram-se em grandes cidades, cidades do interior e também 
em redes rurais. Historicamente estas redes se difundiram basicamente por seu baixo 
custo de instalação e de expansão, assim como a baixa complexidade de seus 
componentes. Atualmente, principalmente em áreas com densidade de carga menores, 
sua utilização na expansão das redes e em novosprojetos ainda é considerada como 
primeira opção. 
3.1. Topologias 
As topologias utilizadas nas redes de distribuição levam em consideração fatores 
como confiabilidade e custo. Serão apresentadas as topologias mais comuns utilizados em 
RDA. 
3.1.1. Configuração radial simples 
A configuração radial simples é utilizada quando é exigida uma menor confiabilidade 
da topologia, pois os alimentadores não são projetados com interligações, e estes tomam 
direções radiais diversas pela rede. Geralmente esta configuração é encontrada em 
circuitos com baixa densidade de carga. 
Por ter uma construção simples, conforme mostrado na Figura 3.1, a configuração tem 
um custo menor, se comparada com as demais. A baixa confiabilidade pode ser percebida 
considerando uma eventual ocorrência de falta em algum alimentador ou proteção do 
 
 
18 
 
circuito, que resultaria no desligamento de todo sistema posterior e não haveria recurso 
para retomar a ligação. 
 
Figura 3-1 Configuração Radial Simples (CEMIG ND-3.1, s.d.) 
Na Figura 3-2 é apresentada uma parte do sistema elétrico de Minas Gerais a fim de 
exemplificar a aplicação do sistema radial simples. Nesta figura é mostrada a ligação em 
AT do sistema de transmissão conectando as SEs que posteriormente transformarão a 
tensão em MT para a distribuição. O fato de ser um trecho da rede de AT não desqualifica 
a análise, por ser similar ao que aconteceria em outros níveis de tensões quando o sistema 
utilizado for radial simples. 
É possível observar que as redes que passam pela SE em Porteirinha 2 que vai em 
direção a SE de Mato verde, posteriormente passando pela SE em Monte Azul e 
encerrando na SE em Espinosa, assim como a rede que liga a SE de Taiobeiras a Salinas e 
as SEs de Almenara e Jordania que são ligadas a SE de Jequitinhonha são radiais simples. 
A utilização dessa configuração nesta região de Minas Gerais pode ser justificada por 
possuir uma baixa densidade de carga, que normalmente é relacionado a uma baixa 
densidade populacional. 
Não é difícil notar as consequências que esta configuração possibilita em caso de falta, 
analisando a Figura 3-2. Como exemplo, uma eventual falta na SE de Monte Azul, que fosse 
capaz de derrubar o sistema, deixaria a SE de Espinosa ilhada e afetaria toda a distribuição 
dessa região. Analogamente, aconteceria isto nas outras SEs citadas acima caso a 
alimentação fosse cortada em algum ponto antes de suas entradas. Essa demonstração 
permite concluir que não há muita confiabilidade neste tipo de configuração. 
 
 
19 
 
 
Figura 3-2 Parte do Sistema Elétrico de Linhas de Transmissão da CEMIG em Minas Gerais (CEMIG, 2010) 
3.1.2. Configuração radial com recurso 
A configuração radial com recurso é usada em locais com uma maior densidade de 
carga e que necessitam uma maior confiabilidade, comparada com a radial simples. Esta 
configuração conta com alimentadores com capacidade de condução superior, para que, 
em caso de defeito em algum bloco de carga, este possa ser realimentado por um 
alimentador adjacente através de interligações previstas no projeto, normalmente 
abertas. Esta configuração permite que chaves possam manobrar blocos de carga, como 
pode ser visto na Figura 3-3, com intuito de impedir que uma falta derrube blocos 
posteriores, resultando numa confiabilidade superior à configuração radial simples. 
 
 
20 
 
 
Figura 3-3 Configuração Radial com Recurso (CEMIG ND-3.1, s.d.) 
3.1.3. Configuração em anel 
A configuração em anel (Figura 3-4) é mais elaborada em relação às radiais, 
aumentando-se a confiabilidade do sistema. Ela alimenta o ponto de entrega através de 
duas fontes, alternativamente, independente das SEs de origem de cada uma. Quando 
houver alguma falta em um alimentador, os blocos adjacentes se manterão alimentados 
através do outro alimentador, e neste momento o circuito se dividirá em dois circuitos 
radiais. 
 
Figura 3-4 Configuração em Anel. 
A Figura 3-5 representa uma parte do sistema elétrico AT de Minas Gerais. Assim 
como no item 3.1.1 é possível fazer uma analogia à configuração em anel através da figura. 
As SEs interligadas pela linha vermelha, que representa certo nível de tensão, formam 
uma configuração em anel. A confiabilidade da rede em anel pode ser analisada 
considerando uma eventual falta em qualquer ponto deste anel e, consequentemente, 
observar que em qualquer outro ponto ainda haverá alimentação, impossibilitando assim 
que em caso de uma falta resulte em ilhamento de alguma região. Este último só é 
provocado na ocorrência de falha em dois pontos de entrega de cada SE, resultando em 
nenhuma chegada de alimentação no local. 
 
 
21 
 
 
Figura 3-5 Parte do Sistema Elétrico AT da CEMIG em Minas Gerais (CEMIG, 2010) 
3.2. Tipos de condutores 
As redes de BT e média tensão MT, com as configurações descritas no item 3.1, 
utilizam cabeamento de acordo com especificado no projeto. O tipo de proteção 
necessária, a confiabilidade e o ambiente em que a rede se encontra, é fundamental para 
determinar essas especificações. 
3.2.1. Cabo nu 
O cabo de alumínio nu (CA) sem proteção é o tipo mais utilizado no país. Os cabos nus 
possuem viabilidade econômica superior aos outros, fator determinado por sua 
simplicidade. Porém em diversos lugares foram ou estão sendo substituídos, devido à 
 
 
22 
 
diversos fatores ambientais e de segurança, permanecendo em redes mais antigas e redes 
rurais. A Figura 3-7 representa o corte de um CA. 
 
Figura 3-6 Cabo nu em corte (COPEL, s.d.) 
3.2.2. Cabo pré-reunido 
O cabo pré-reunido, ou multiplexado, (Figura 3-8) é utilizado quando há fatores que 
podem interferir na distribuição de rede elétrica, por possuir uma maior confiabilidade. 
O cabo pré-reunido é formado por 3 condutores totalmente isolados e entrelaçados em 
torno de um cabo mensageiro, responsável pela sustentação mecânica do conjunto, 
utilizado como neutro no projeto e aterrado nos postes. Este tipo de cabo é 
principalmente utilizado em BT, em locais que demandam maior segurança, tais como 
marquises e locais arborizados. 
Aplicações de cabos multiplexados em MT são indicados em travessias de vias com 
tráfego elevado, redes com proximidade de edificações, geralmente em saídas de 
subestação que possuem uma concentração de alimentadores maior, ou até mesmo 
quando há diversos circuitos próximos. Nestes casos utilizam-se cabos específicos de 
isolamento pleno. 
 
Figura 3-7 Cabo Pré-Reunido (EDP, 2009) 
 
 
 
 
23 
 
3.2.3. Cabo protegido compacto 
O cabo protegido tem uma cobertura protetora de composto extrudado de polímero 
termofixo ou termoplástico. A utilização dele se assemelha à do cabo pré-reunido, porém 
a proteção deste é contra corrente de fuga, e não contra o campo elétrico no dielétrico; 
consequentemente não protege contra o contato. Não se deve confundir este tipo de cabo 
com o isolado, pois este último é plenamente protegido em relação a tensão. 
A formação deste tipo de cabo é um conjunto de cabos protegidos separados por um 
espaçador polimérico sustentado mecanicamente por um cabo mensageiro (Figura 3-9). 
Este mensageiro é o mesmo CA utilizado em redes com cabo nu e também é responsável 
pelo neutro da rede. 
 
 
Figura 3-8 Cabo Protegido Compacto Separado Por Espaçador Polimérico (COPEL, s.d.) 
3.3. Transformadores 
De acordo com a Norma Brasileira (NBR) 5356 da Associação Brasileira de Normas 
Técnicas (ABNT) transformador de potência é: “equipamento estático com dois ou mais 
enrolamentos que, por indução eletromagnética, transforma um sistema de tensão e 
corrente alternadas em outro sistema de tensão e corrente, de valores geralmente diferentes 
mas à mesma frequência, com o objetivo de transmitir potência elétrica”. 
Os transformadores de potência são equipamentos chave do sistema de energia 
elétrica. São responsáveis por permitir a elevação e diminuição das tensões nas linhas nasdiferentes fases que constituem o sistema. Eles são encontrados nas saídas das usinas 
geradoras para aumentar a tensão para transmissão, nas subestações de subtransmissão, 
 
 
24 
 
subestações de distribuição para abaixar as tensões e nos postes para transformar níveis 
de tensão dos alimentadores vindos das subestações em níveis utilizáveis pelos 
consumidores em BT. Há também transformadores em consumidores especiais ao longo 
de todo esse percurso do sistema, que geralmente são particulares e em empresas que 
contratam uma potência da concessionária e utilizam esses equipamentos em 
subestações próprias para variação de níveis. 
Na parte do sistema de distribuição, foco deste trabalho, são utilizados 
transformadores monofásicos e trifásicos. Antigamente, em muitas cidades por ser 
demandada baixa potência, havia um número de transformadores monofásicos elevado. 
Com a crescente demanda de carga nas últimas décadas, com exceção nas redes rurais que 
ainda projetam redes monofásicas, esses transformadores são vistos geralmente ao lado 
de outros dois transformadores também monofásicos para se obter um comportamento 
de transformador trifásico (Figura 3-10). Porém, geralmente, foram ou estão sendo 
substituídos por trifásicos. A vantagem dos atuais transformadores trifásicos é sua forma 
de construção, que permite transformar potência trifásica em um equipamento com 
tamanho reduzido, se comparado com a utilização de um transformador monofásico por 
fase. 
 
 
25 
 
 
Figura 3-9 Banco de transformadores trifásicos utilizando transformadores monofásicos (Navarro, 2015) 
As características dos transformadores utilizados são definidas pela 
concessionária através de normas: para cada utilização há um padrão a ser seguido. 
 
3.4. Proteções 
As proteções de sistemas de energia elétrica são fundamentais para a operação do 
sistema, seja por segurança dos operadores e clientes, seja pela confiabilidade. Logo, um 
sistema bem protegido evita transtornos tanto para sociedade quanto para 
concessionária. 
 
 
26 
 
A forma de proteção das redes tem que ser inerente a cada projeto, considerando 
localização, características naturais da região, carga, manobras etc. 
Como exemplo, as redes de distribuição aéreas, sob concessão da Energisa, tem 
suas proteções normalizadas pela NDU 017 – Norma de Proteção e Distribuição e são 
resumidas pela NDU 006. 
A norma prevê proteções contra sobrecorrentes na saída dos alimentadores da SE, 
através de religadores; nos troncos, através de religadores de linha e seccionalizador; e 
nos ramais, também com religador, com seccionalizador e com chave fusível. 
Também é previsto a utilização de proteção de sobrecorrente através de chave 
fusível em ramais com extensão de até 300 m com apenas um transformador, em locais 
bem arborizados ou com incidência grande de pipas, para proteger transformadores de 
distribuição, em derivação monofásica de rede trifásica. 
 Outra proteção necessária para redes de distribuição é contra sobretensão, que são 
previstos em estruturas que contenham protetores contra sobrecorrente, em banco de 
capacitores, transição de postes aéreos pra subterrâneo, etc, através de para-raios. 
A NBR 14039 define que as proteções contra sobrecarga e sobrecorrentes devem 
ser efetuadas por dispositivos que sejam capazes de interromper a passagem de correntes 
em um tempo suficientemente curto para que os equipamentos não sejam danificados. De 
um modo geral as proteções são escolhidas entre fusíveis e disjuntores munidos de 
disparos associados aos relés. 
A norma NBR 14039 também estabelece parâmetros para proteção contra 
sobretensões. É estabelecido que esta sobretensões em instalações elétricas não devem 
comprometer a segurança da própria instalação, dos equipamentos e das pessoas. Esta 
proteção é feita com pararraios, que aliviam as sobretensões advindas de surtos e 
descargas atmosférica, limitando assim a tensão do sistema. 
Outro sistema importante para proteções das instalações elétricas, é o 
aterramento. De acordo com a norma NBR 14039, este sistema é importante para 
proteção das pessoas e para o funcionamento adequado das instalações. É feito o 
aterramento de todos condutores de aterramento, partes metálicas que atuam 
diretamente ou indiretamente com a função de aterramento, torres, pórticos, armaduras 
de edificações, capas metálicas de cabos, tubulações e similares. 
 
 
27 
 
A construção do eletrodo para o aterramento tem papel fundamental na qualidade 
do aterramento, determinando a forma de tensões superficiais no solo e em seus 
arredores. 
 
 
28 
 
 
Capítulo 4 
Rede de distribuição subterrânea de energia 
A definição de rede subterrânea, de acordo com a Norma de Distribuição Unificada 
(NDU) 018 da Energisa é: “Rede elétrica constituída de cabos e acessórios isolados, 
instalados sob a superfície do solo em dutos enterrados.” 
As RDS são substancialmente diferentes das RDA. Isto se deve ao fato de terem 
dualidades em suas características. Enquanto não há grandes barreiras com obras civis 
nas RDA - sendo o custo da instalação e manutenção necessária das estruturas mecânicas 
do projeto relativamente baixos - os custos das instalações da RDS são comumente a 
maior parte do orçamento dos projetos. Por outro lado, a própria característica de serem 
enterradas resultam à RDS uma confiabilidade superior à da RDA, que inclusive geram 
custos operacionais bem menores. 
Neste capítulo será feito uma apresentação das RDS e suas características, expondo 
dados técnicos e definições de acordo com agências reguladoras. 
4.1. Topologias 
Conforme no item 3.1, os arranjos das redes são determinados diante da 
confiabilidade necessária de cada projeto e fatores econômicos relacionado a cada um. 
São expostos neste tópico as configurações mais comuns das RDS. 
4.1.1. Radial simples 
A topologia radial simples, analogamente à sua aplicação em RDA, é mais comum 
onde não é necessária maior confiabilidade, pois não há redundância. Logo são 
geralmente utilizadas em locais com menor densidade de cargas. A NDU018 da Energisa 
 
 
29 
 
prevê que a configuração de rede secundária deve utilizar essa topologia, que pode ser 
representada novamente pela Figura 3-1. Em alguns casos também se utiliza essa 
topologia em redes primárias. 
Na área de concessão da CEMIG, essa configuração é encontrada também em 
cidades históricas. 
4.1.2. Radial com recurso 
Também descrita no capítulo 3, essa topologia se assemelha à radial simples porém 
há redundância no circuito. Essa topologia pode ser representada assim como na RDA, 
representada na Figura 3-2. A NDU018 da Energisa prevê que além de utilização da radial 
simples em redes primárias, também seja utilizada radial com recurso, devido à 
possibilidade em transferir blocos de cargas em casos de emergência ou contingências. 
Em áreas sob concessão da CEMIG esse modelo de configuração é muito utilizado 
também em condomínios residenciais. 
Com a tecnologia atual, esta topologia se torna flexível e as manobras podem ser 
automáticas em sistemas mais robustos. 
4.1.3. Radial com primário em anel 
A configuração radial com primário em anel é uma configuração relativamente 
simples. Os alimentadores primários formam uma configuração em anel com algumas 
alterações em relação ao item 3.1.3, que serão expostos no subitem seguinte, e o 
secundário em configuração radial. 
4.1.3.1. Anel aberto 
Esta configuração radial com primário em anel aberto é formada por mais de um 
alimentador interligados em suas extremidades por uma chave seccionadora 
normalmente aberta (NA), formando um anel aberto. Esses alimentadores se comportam 
como radiais e em casos que seja necessária a transferência dos blocos de carga a chave 
 
 
30 
 
NA se fecha, permitindo assim que esses blocos continuem sendo energizados, através de 
outros alimentadores projetados para suportar aquela carga.Uma representação desta 
configuração é apresentada na Figura 4-1. 
 
Figura 4-1 Primário com Anel Aberto (SINAPSIS, 2013) 
4.1.3.2. Anel fechado 
A construção da configuração com Anel Fechado, salvo algumas alterações, é 
basicamente a mesma que a do Anel Aberto. A principal é que não há mais seccionamento 
na chave NA, fazendo com que o anel seja realmente fechado. É utilizado em situações que 
necessitam de uma confiabilidade maior. Em caso de necessidade de manutenção em 
blocos de carga, esses blocos podem ser isolados abrindo chaves normalmente fechadas 
(NF), conforme mostrado na Figura 4-2. Essa configuração tem uma complexidade 
superior à anterior, visto que há a necessidade de comunicação entre os blocos, como 
pode ser representado pelo Link Óptico na Figura 4-2. 
 
 
31 
 
 
Figura 4-2 Sistema Radial com Primário em Anel Fechado (SINAPSIS, 2013) 
4.1.4. Radial com primário seletivo 
Na configuração radial com primário seletivo as cargas são alimentadas por dois 
ou mais alimentadores, conforme ilustrado na Figura 4-3. 
 
Figura 4-3 Radial com Primário Seletivo (SINAPSIS, 2013) 
Pode-se fazer, guardada as proporções, uma analogia ao sistema radial com 
recurso. Porém, neste caso, ambos os alimentadores se ramificam para suas respectivas 
cargas, diferente do radial com recurso, quando um alimentador paralelo fica 
 
 
32 
 
desenergizado a disposição de alguma manobra que o coloque em operação. Dessa forma, 
é possível manobrar cada bloco separadamente para o alimentador necessário a cada 
operação. Essa configuração é simples e com a tecnologia atual é possível fazer as 
manobras de bloco de cargas de forma automatizada. Uma das aplicações dessa 
configuração é em centros comerciais. 
4.1.5. Radial com secundário seletivo 
A configuração com secundário seletivo utiliza o mesma princípio de alimentação 
da MT, porém o secundário assim como o primário também é seletivo, conforme pode ser 
visto na Figura 4-4. 
 
Figura 4-4 Radial com Secundário Seletivo (Navarro, 2015) 
No secundário do sistema na Figura, observa-se que há um barramento no 
secundário para cada alimentador no primário. Cada centro de carga é suprido por dois 
alimentadores primários através de dois transformadores. A capacidade de cada um deles 
deve ser tal que possa seguramente alimentar toda a carga total. (Nakaguishi & Hermes, 
2011) 
Esta configuração tem um custo mais elevado, facilmente justificável, visto que há 
um número maior de transformadores e barramentos, além das proteções que cada um 
necessita. 
 
 
 
33 
 
4.1.6. Reticulado simples 
O sistema reticulado simples, também conhecido como Network, é utilizado 
principalmente em redes subterrâneas com uma densidade alta de cargas, que 
comumente é o caso de áreas centrais de grandes cidades. 
A mais conhecida vantagem do sistema secundário reticulado é a continuidade do 
serviço. Nenhuma falta em qualquer ponto do sistema irá interromper o serviço para mais 
do que uma pequena parcela das cargas. A maioria das faltas será automaticamente 
sanada sem a interrupção do serviço de qualquer carga. (Isoni, s.d.) Neste circuito há 
fatores que contribuem para essa continuidade. O disjuntor tradicional na saída do 
secundário do transformador é substituído por um protetor de rede (Network Protector), 
controlado por relé de rede, com função direcional que é utilizado tanto pra proteção 
quanto para manobra, impedindo o fluxo de potência do secundário para o 
transformador. O secundário dessa configuração é todo ligado em anel, ou seja, todos 
secundários dos transformadores são ligados entre si, sendo que a alimentação do circuito 
através dos transformadores é capaz de manter o anel operante mesmo na 
descontinuidade de algum alimentador/transformador. Para isso todo sistema é capaz de 
atuar em situação de contingência sem operar com sobrecarga. Com a continuidade do 
serviço praticamente constante, ou seja, DEC e FEC menores, como apresentado no item 
2.5, gera-se vantagens para a empresa, além de que por si só a diminuição das operações 
de manutenção corretivas já apresentam uma grande economia para a concessionária. 
A regulação de tensão desse sistema também é uma vantagem: a configuração tem 
menores perdas. Outra vantagem é que como o barramento é conectado a todos 
transformadores, não há necessidade de buscar conectar novos blocos de cargas em 
transformadores específicos para controlar o carregamento, pois toda a carga do anel é 
distribuída pelos transformadores tendendo a uma equalização. 
A capacidade do anel não requer alteração quando centros de carga adicionais são 
conectados a ele, se cada transformador possuir potência nominal não superior àqueles 
originalmente utilizados. O anel permite que alterações sejam feitas sem que o serviço 
seja interrompido para as cargas existentes. Esta maior flexibilidade do sistema reticulado 
permite alterações mais fáceis, mais rápidas e com menores custos comparativamente ao 
sistema radial. (Isoni, s.d.) A Figura 4-6 representa o sistema reticulado simples. 
 
 
34 
 
 
Figura 4-5 Configuração Reticulada Simples (Isoni, s.d.) 
4.1.7. Reticulado com primário seletivo 
O sistema reticulado com primário seletivo se aproxima bem de uma combinação 
da configuração radial com primário seletivo, com a configuração reticulada simples. Isto 
porque o secundário ainda forma um anel ligando os barramentos e os transformadores 
são alimentados alternadamente pelos alimentadores, conforme apresentado na Figura 
4-7. 
 
Figura 4-6 Sistema Reticulado com Primário Seletivo. (Isoni, s.d.) 
 
 
35 
 
Cada transformador no lado primário tem uma chave comutadora, para permitir 
manobras quando necessário. Assim como as configurações de confiabilidade superior, os 
equipamento da configuração reticulada com primário seletivo são projetados para atuar 
em situações de transferência de carga sem necessidade de operação com sobrecarga nos 
alimentadores paralelos. Esse sistema é amplamente utilizado em cargas que necessitem 
uma maior estabilidade. 
4.2. Transformadores 
Os transformadores para RDS mais comuns operam com tensões no lado de alta 
tensão variando de 13.8 kV a 34.5 kV, com tapes primários, e baixa tensão variando de 
220/127 V e 380/220 V dependendo da concessionária. São utilizado transformadores 
em que a potência varia de acordo com normas das concessionárias, comumente em torno 
de 75 kVA a 2500 kVA. 
 
Figura 4-7 Transformador Submersível (COPEL, s.d.) 
No Brasil são utilizados duas formas mais comuns de construção do equipamento: 
a seco e submersível (Figura 4-8). Transformadores a seco, de acordo com a Companhia 
Paulista de Força e Luz (CPFL) através de sua especificação técnica, é definido como 
transformador cuja parte ativa não é imersa em líquido isolante. A concessionária ainda 
cita duas formas construtivas mais comuns do transformador a seco: com enrolamentos 
encapsulados e isolação sólida, e com enrolamento sem invólucro e resfriado a ar. A 
utilização dos transformadores a seco engloba tanto fatores técnicos quanto de 
 
 
36 
 
segurança: é utilizado em locais que não há ocorrências de inundações, e próximo onde 
há trânsito de pessoas. 
Os transformadores submersíveis são aqueles adequados para serem instalados 
em câmaras, em qualquer nível, podendo ser prevista sua utilização onde haja 
possibilidade de submersão de qualquer natureza (Isoni, s.d.). A norma NBR 14039 ainda 
define transformador submersível como aquele capaz de funcionar normalmente mesmo 
quando imerso em água, em condições estabelecidas. 
4.3. Proteções 
As proteções em RDS são inerentes a cada projeto e aplicação, que vão de 
loteamentos de condomínios fechados em circuitos radiais até grandes centros urbanos 
através de sistemas reticulados. 
Redes de loteamentos urbanos residenciais por serem relativamente mais simples, 
admitem sistemas de proteção mais simplificados. A proteçãoem RDS para estes circuitos 
são previstas para instalações em quadro de distribuição em pedestal (QDP). Para isto, as 
proteções contra sobrecorrentes são feitas por fusíveis NH. Há também, neste mesmo 
QDP, a utilização de chaves facas, para proteção e manobra dos circuitos. 
Em circuitos mais complexos que necessitam uma confiabilidade maior, 
geralmente utiliza-se os networks protectors (protetores de redes). Esta proteção é feita 
através de relé que controla o fluxo no protetor de rede, que por sua vez comanda a 
abertura ou desligamento automático de transformadores de acordo com a associação na 
rede. Esta proteção nada mais é que uma função direcional de potência do circuito. 
A proteção contra sobrecorrente em transformadores em pedestal, é composta por 
fusíveis de expulsão, responsável por proteger contra falhas com pequenas e médias 
correntes, e fusíveis limitadores de correntes imersos em óleo, que protegem contra altas 
correntes. 
Contra sobretensão, é previsto a instalação de para-raios nos terminais de todas 
fases dos postes de transição, assim como em todas conexões das redes subterrâneas com 
as aéreas, conforme norma NBR 14039. 
 
 
 
37 
 
Capítulo 5 
Substituição de RDA por RDS: estudo de Caso 
 O local escolhido para o estudo de caso, foi o centro da cidade de Leopoldina, 
Minas Gerais. A cidade, localizada na região da Zona da Mata mineira, há cerca de 320 km 
de distância da capital do Estado, Belo Horizonte, tem pouco mais de 50 mil habitantes. A 
Figura 5-1 mostra os limites da sede do município de Leopoldina. 
 
Figura 5-1 – Mapa da sede do município de Leopoldina 
A região central foi escolhida por ser responsável pela maior concentração de 
carga da cidade, abrigando centros comerciais e grandes edifícios residenciais e 
comerciais. Os limites da região de estudo podem ser vistos na demarcação da Figura 5-2. 
 
 
38 
 
 
Figura 5-2 - Demarcação da região de estudo 
 
5.1. Características elétricas atuais 
O estudo de caso contou com dados reais das instalações atuais de distribuição de 
energia da cidade. Foram cedidos planilhas da concessionária local, Energisa, com a 
localização georeferenciada de todos postes, alimentadores, circuitos de baixa tensão e 
transformadores. De posse desses dados, foi utilizado o software ArcMap para plotar 
todos pontos de transformadores e circuitos dos alimentadores. A Figura 5-3 mostra os 
transformadores plotados através dos dados georeferenciados no mapa de ruas de 
Leopoldina, na região central. 
 
 
39 
 
 
Figura 5-3 - Transformadores plotados na região central de Leopoldina através da referência geográfica 
UTM_23Sul. 
É possível observar que a localização dos transformadores não está perfeitamente 
casado com as ruas, o que pode ser justificado por alguma divergência entre os softwares 
utilizado pela concessionária e a referência usada em questão pelo ArcMap. Com isso, foi 
feito um trabalho em campo, com o autor do trabalho se deslocando até um transformador 
no local de estudo, em Leopoldina, e anotando os dados e a localização real. Com esses 
novos dados, foi possível encontrar na plotagem da Figura 5-3 o transformador que foi 
verificado pessoalmente, e, com isso, determinado a distância geográfica entre os dados 
cedidos pela concessionária, e os dados reais. Com a diferente deste dados, foi possível 
fazer a correção nas planilhas cedidas pela empresa, colocando então os equipamentos 
elétricos em suas posições geográficas reais, no mapa. 
Pelos dados das planilhas, foi possível fazer diversos levantamentos. Através do 
ArcMap foram plotados todos circuitos de alimentadores da cidade, 7 no total (na sede do 
município), e foi possível verificar todas suas trajetórias ao longo da cidade, assim como 
todos seus recursos de manobra. Por questão de sigilo dos dados fornecidos, não serão 
mestrados os levantamentos externos a este trabalho, visto que não há necessidade e nem 
perda do conteúdo do mesmo. 
Ao todo, a região de Leopoldina conta com 46.875 kVA em potência nominais de 
transformadores instaladas, e com mais de 1,5 milhões de metros de condutores MT. A 
tensão de alimentação dos circuitos MT na região é de 11,4 kV. 
 
 
40 
 
5.1.2. Circuitos alimentadores 
A região central de Leopoldina, delimitada pelo perímetro em vermelho na Figura 
5-2, é alimentada através de dois alimentadores, Leopoldina 1 (LPD1) e Leopoldina 2 
(LPD2). 
 
Figura 5-4 - Circuito Alimentador LPD1 
A Figura 5-4 mostra todo o percurso do circuito de alimentação LPD1, desde a SE 
até o fim do circuito, em ambas extremidades. Os triângulos amarelos representam os 
transformadores deste circuito, as círculos verdes, representam os postes que sustenta 
esta rede, a linha contínua representa o traçado dos condutores, e por fim, a linha vinho 
representa os limites da área de estudo. 
O circuito LPD1, é radial, majoritariamente com condutores nu, tem 
aproximadamente 50.000 metros em condutores e conta com recursos através de chaves 
seccionadoras para comutação com circuitos adjacentes. Este circuito conta com potência 
nominal nos transformadores de 8.262,5 kVA, dos quais mais de 1.200 kVA estão na área 
de estudo (não contabilizando o fluxo de potência através da região). 
 
 
41 
 
Pela Figura 5-5 nota-se que as cargas de interesse estão em pontos diferentes no 
sistema, o que obrigará uma redistribuição de cargas nos ramais do alimentador. 
 
Figura 5-5 Representação das cargas nominais dos transformadores do circuito do alimentador 1, e as 
cargas que estão na área de estudo contornadas por linhas azuis. 
A Figura 5-6 mostra a localização da barra 1 no circuito LPD1, que se encontra no 
entroncamento da rua Tiradentes com a Rua Sete de Setembro. A importância desse ponto 
1 se deve ao fato de haver uma ramificação de alta carga para os bairros na região 
nordeste da cidade. Como é possível ver na Figura 5-5, há uma carga de 3035 kVA que vai 
em sentido a esta região. 
 
 
Figura 5-6 Localização da barra 1 do circuito LPD1 
 
 
42 
 
A localização do ponto 2 é estratégica, está localizada na região central entre as 
ruas José da Silva e Rua Presidente Carlos Luz, conforme mostrado na Figura 5-7. 
 
Figura 5-7 Localização da barra 2 do circuito LPD1 na região central de Leopoldina 
Na Figura 5-8 encontra-se o final das cargas 3 e 4, que estão em uma localização 
com grande aglomeração comercial. 
 
Figura 5-8 Localização dos términos das cargas 3 e 4 do circuito LPD1. 
 
 
43 
 
O circuito de alimentação das cargas do circuito 2, é representado pela Figura 5-9. 
O circuito LPD2, assim como o LPD1, também é radial e com condutores nu, com 
cerca de 40.000 metros de condutores e tem recursos para comutação entre seu próprio 
trajeto, como com circuitos adjacentes. Os triângulos pretos na Figura 5-9 representam os 
transformadores, os círculos, os postes, a linha contínua vermelha o traçado do 
alimentador da SE até os fins de linha, e a linha laranja representa os limites da área de 
estudo. 
 
 
Figura 5-9 - Circuito Alimentador LPD2 
Atualmente o alimentador 2 tem cerca de de 5.600 kVA de potência nominais em 
seus transformadores, sendo aproximadamente 2.000 kVA na área de estudo, conforme 
pode ser visto na Figura 5-10.. 
 
 
44 
 
 
Figura 5-10 Representação das cargas nominais dos transformadores do circuito do alimentador 2, e as 
cargas que estão na área de estudo contornadas por linhas azuis. 
O circuito LPD2, diferente do LPD1, já demonstra uma vizinhança entre as cargas 
na região de interesse, o que de certa forma facilita o projeto de conversão. 
A Figura 5-11 representa uma vista ampliada do circuito LPD 2, com foco na região 
em que ocorrerá mudanças significativas. É possível observar as barras que unem as 
cargas. As principais estão localizadas próximo a Prefeitura Municipal, no início da Rua 
Barão de Cotegipe, uma das ruas com maior concentração de cargas do município.45 
 
 
Figura 5-11 Localização das barras do circuito LPD2 
5.1.3. Circuitos secundários 
Os circuitos secundários de baixa tensão assim como os de média tensão, também 
são radiais e contam com quilômetros de condutores. O volume de cabos é tão grande, que 
o software Microsoft Excel utilizado para fazer os cálculos e planilhas deste trabalho não 
conseguiu computar a dimensão total de cabos utilizados na BT. 
Os condutores se subdividem em condutores de alumínio nu e isolados XLPE. Por 
ser uma região caracterizada por uma forte arborização, nota-se uma presença 
desproporcional de cabos isolados maior que em cidades do mesmo porte. 
 
 
 
46 
 
5.1.4. Proteções 
Uma das limitações dos dados cedidos pela concessionária foram a respeito das 
proteções do sistema de distribuição, ficando inclusive difícil fazer o levantamento da 
quantidade exata de protetores contra sobretensão e sobrecorrentes. 
Para ter acesso as formas de proteção do circuito, foi feito outro trabalho de campo, 
percorrendo boa parte dos trechos dos circuitos alimentadores em busca de visualizar as 
formas de proteção do sistema. 
Para proteção contra sobrecorrentes, foram encontrados religadores, chave 
fusíveis e seccionalizador. Para sobretensão, foram encontrados para-raios em pontos 
específicos da linha, como religadores, transformadores, e transição de redes protegidas 
para convencional, e vice-versa. 
5.2. Características elétricas propostas 
O estudo feito nas linhas antigas teve intuito de adquirir dados para propor um 
novo sistema, de forma atender as necessidade dos consumidores, considerando 
características intrínsecas do local. 
Para isto, foi necessário fazer aproximações e considerações razoáveis ao longo do 
projeto. A mais importante, para resolver uma limitação dos dados cedidos para o 
trabalho, foi assumir que a potência nominal instalada nos transformadores de potência 
atual permaneceria no proposto, visto que os estudos de demanda são semelhantes para 
ambas redes de distribuição. Também, baseado no conceito anterior, também foi 
considerado a potência nominal dos transformadores distribuída proporcionalmente 
entre os lotes atendidos pelo mesmo, o que a grosso modo não causa perdas a análise do 
trabalho. 
É importante esclarecer, que, como estas cargas são baseadas em cargas nominais 
de transformadores, cujas potências são estabelecidas por norma, as novas potências dos 
transformadores do circuito serão diferentes, por seguir norma com especificações de 
potências diferentes. Enquanto a norma NDU 007 da Energisa que dispõe sobre projeto 
para redes aéreas permite a utilização de diversas potências nominais, a norma NDU 018 
que rege projetos de distribuição subterrânea da concessionária permite apenas três: 75, 
 
 
47 
 
150 e 300 kVA. Esta limitação afetou o resultado do trabalho, pois como foi baseado em 
potência nominal do circuito, e a potência proposta não casa com potência anterior, há 
uma “sobra” de potência no projeto, por não haver transformadores com potências 
múltiplas das para todas anteriores. Porém, este excedente não é o inconveniente maior, 
e sim a necessidade de utilizar transformadores de grande potência em algumas áreas que 
não seriam necessárias, causando um superdimensionamento de proteções, condutores e 
eletrodutos, que se relaciona com gastos desnecessários, aumentando o custo do projeto. 
5.2.1. Circuitos alimentadores 
Uma das limitações do estudo foi a topografia, que dificulta o rearranjo e 
ramificação dos troncos alimentadores. A região da zona da mata é conhecida como região 
de mares de morros, referência a suas montanhas em forma de meia-laranjas, e a região 
de estudo se encontra exatamente em um vale dessas montanhas, sendo circundada por 
morros com diversas casas, com poucas ruas para acesso a bairros na parte de cima dessas 
montanhas, ou seja, menos traçados para a rede. 
O circuito LPD1 foi rearranjado dentro das possibilidades existente, afim de ser 
possível a instalação de rede subterrânea no local. A Figura 5-12 representa as cargas do 
circuito LPD1. 
 
Figura 5-12 Remanejo de cargas para novo circuito LPD1 proposto 
 
 
48 
 
É possível notar, em relação a Figura 5-12, que houve um rearranjo das cargas do 
circuito para atender as novas demandas do projeto. A mudança principal foi o remanejo 
da carga adjacente a carga da área de estudo de 3035 kVA, conectada anteriormente a 
Barra 1, como pode ser visto na Figura 5-5. A carga foi conectada a outro ramo do mesmo 
circuito, onde há uma extremidade próximo de onde a carga se encerrava. Este remanejo 
se deu pelo fato de que a carga deste trecho elevaria consideravelmente a corrente nos 
condutores subterrâneos, acima dos valores permitidos por norma NDU 018 da Energisa, 
inviabilizando tecnicamente o projeto. O remanejo desta carga não necessita grandes 
restruturações, visto que o ramal onde ela foi conectada era prevista para comutação de 
um circuito adjacente, ou seja, todo seu trajeto é sobrestimado. 
Outro remanejo utilizado que pode ser observado na Figura 5-15, foi a conexão da 
carga 262,5 kVA (ponto 4) à extremidade da carga de 525 kVA (ponto 3), que corresponde 
a carga no entorno da Praça Felix Martins, no centro da cidade, onde há diversos prédios 
comerciais e uma grande concentração de carga. Esta carga de 262,5 kVA, era conectada 
ao sistema através de outro ramo de circuito através da barra 2, como pode ser visto na 
Figura 5-8, sendo remanejada com justificativa da proximidade das conexões das cargas 
da Praça, e sem este remanejo seria necessária fazer o trajeto do circuito da barra 2 à 
barra 4 enterrado, sendo que este está fora da área de interesse. 
Os trajetos dos circuitos foram projetados e traçados estritamente de acordo com 
a norma NDU 018 da Energisa, obedecendo seus limites para todos parâmetros, e pode 
ser visto na Figura 5-13. O traçado do circuito LPD1 tem início na Praça do Rosário, 
conforme pode ser observado na Figura 5-13, se encaminha através da rua Presidente 
Carlos Luz, e se encerra na região central, na praça Felix Martins. Em alguns pontos do 
circuito, há ramificações que podem ser observadas na planta em anexo com mais 
detalhes. 
 
 
49 
 
 
Figura 5-13 Traçado do alimentador LPD1 no local de estudo do trabalho, com seus respectivos 
transformadores. A área de estudo está subdividida em duas partes por conveniência. 
 
 
50 
 
O circuito LPD2 precisou de pouco remanejo, visto que o maior fluxo de potência 
neste alimentador não é nesta ramificação do circuito que deseja-se enterrar. Com isso, 
apenas a carga de 502,5 kVA (ponto 3) que alimenta a rua Coronel Marco Aurélio e 
adjacências, conforme visto na Figura 5-11, foi conectada a extremidade de outra carga 
adjacente, na carga de 2277,5 kVA representada pelo ponto 1, através da rua das Flores. 
Esta modificação foi proposta já que não causaria grandes alterações no circuito ao qual 
foi conectada, e evitaria uma carga maior no novo projeto. 
Na Figura 5-14 é possível observar esta alteração, se comparada com a Figura 5-
10, assim como nota-se que a carga de 990 kVA foi “aberta”, afim de estabelecer o exato 
caminho da carga que será atendido no local de estudo, facilitando o dimensionamento do 
circuito. 
 
Figura 5-14 Remanejo proposto para as cargas do circuito alimentador LPD 2, e as cargas propostas para 
serem enterradas. 
O circuito LPD2, conforme a Figura 5-15, também se inicia na Praça do Rosário e 
se encaminha para região central, também praça Felix Martins, porém através da Rua 
Barão de Cotegipe. Também é possível uma maior riqueza de detalhes na planta em anexo. 
 
 
51 
 
 
Figura 5-15 Traçado do alimentador LPD2 no local de estudo do trabalho e seus respectivos 
transformadores. A área de estudo está subdividida em duas partes por conveniência. 
O dimensionamento dos condutores do circuito primário por ramo pode ser visto 
na planta em anexo