Vr01 02-01-001-elaboracao-de-projeto-de-rede-de-distribuicao-aerea-urbana-3ª-edicao-15-02-11

Norma
Elaboração de Projeto de Rede de Distribuição
Aérea Urbana
Código
VR01.02-01.001
Processo
Planejar, Ampliar e Melhorar a Rede Elétrica
Edição
3ª
Folha
1 DE 75
Atividade
Obras de Distribuição
Data
15/02/2011
HISTÓRICO DE MODIFICAÇÕES
GRUPOS DE ACESSO
NORMATIVOS ASSOCIADOS
Edição Data Alterações em relação à edição anterior
Este instrumento normativo substitui a Norma VR01.02-01.001 - Elaboração de
Projetos de Rede de Distribuição Urbana - 1ª edição de 04 de Setembro de 2006
Retirada dos desenhos das montagens das estruturas de redes aéreas2ª 24/03/2008
Este instrumento normativo absorve e cancela a Norma VR01.02-01.009 -
Proteção Secundária em Transformador de Distribuição - 4ª edição de 01 de
Julho de 2003
Este instrumento normativo substitui a Norma VR01.02-01.001 - Elaboração de
Projetos de Rede de Distribuição Urbana - 2ª edição, de 24 de março de 2008.
Alterado o item 4.1.4 com a substituição dos condutores de alumínio nu por
condutores de alumínio protegido (condutor coberto com XLPE) em estruturas
com ou sem espaçadores em áreas urbanas.3ª 15/02/2011
Alterado o item 4.21.4 definindo que na elaboração dos orçamentos para projetos
de redes devem ser previstos acréscimos de 3% no quantitativo de condutores
primários e 5% no quantitativo de condutores secundários.
Nome dos grupos
DIRETOR-PRESIDENTE, SUPERINTENDENTES, GERENTES, GESTORES, FUNCIONÁRIOS OU
PRESTADORES DE SERVIÇOS.
Nome dos normativos
.VR01.02-01 - Projeto de Rede de Distribuição Urbana
VR01.02-01.002 - Projeto de Rede de Distribuição Compacta com Espaçador - Poste Circular - 15kV
.VR01.02-01.004 - Projeto de Rede de Distribuição Compacta sem Espaçador - Poste Circular - 15kV

Norma
Elaboração de Projeto de Rede de Distribuição Aérea Urbana
VR01.02-01.001 3ª Edição 15/02/2011 2 de 75
ÍNDICE
Página
1. OBJETIVO .....................................................................................................................................................3
2. RESPONSABILIDADES................................................................................................................................3
3. DEFINIÇÕES..................................................................................................................................................3
3.1 ÁREA URBANA...........................................................................................................................................3
3.2 CARGA INSTALADA...................................................................................................................................3
3.3 DEMANDA ...................................................................................................................................................3
3.4 DEMANDA MÁXIMA....................................................................................................................................3
3.5 DEMANDA DIVERSIFICADA MÉDIA .........................................................................................................3
3.6 DEMANDA MÉDIA.......................................................................................................................................3
3.7 FATOR DE CARGA.....................................................................................................................................3
3.8 FATOR DE COINCIDÊNCIA........................................................................................................................3
3.9 FATOR DE DEMANDA................................................................................................................................3
3.10 FATOR DE SAZONALIDADE ...................................................................................................................3
3.11 FATOR DE UTILIZAÇÃO ..........................................................................................................................3
3.12 HORIZONTE DO PROJETO......................................................................................................................3
3.13 LIMITE TÉRMICO DO TRANSFORMADOR.............................................................................................3
3.14 PONTO DE ENTREGA ..............................................................................................................................4
3.15 REDE DE DISTRIBUIÇÃO URBANA – RDU............................................................................................4
3.16 RESISTÊNCIA DE ATERRAMENTO ........................................................................................................4
3.17 SISTEMA DE ATERRAMENTO ................................................................................................................4
3.18 TENSÃO CONTRATADA ..........................................................................................................................4
3.19 TENSÃO DE LEITURA..............................................................................................................................4
3.20 TENSÃO NOMINAL...................................................................................................................................4
3.21 UNIDADE CONSUMIDORA ......................................................................................................................4
4. CRITÉRIOS....................................................................................................................................................4
4.1 REDE ELÉTRICA DE DISTRIBUIÇÃO URBANA.......................................................................................4
4.2 . LOCAÇÃO DOS POSTES.........................................................................................................................5
4.3 DIRETRIZES PARA PROJETO DA REDE PRIMÁRIA. .............................................................................5
4.4 DISTÂNCIAS MÍNIMAS RELATIVAS À REDE PRIMÁRIA........................................................................8
4.5 DIRETRIZES PARA A REDE SECUNDÁRIA. ............................................................................................9
4.6 SAÍDA DE SUBESTAÇÕES......................................................................................................................10
4.7 ATERRAMENTO DO NEUTRO DA REDE SECUNDÁRIA. .....................................................................10
4.8 ATERRAMENTO DE EQUIPAMENTOS. ..................................................................................................11
4.9 LEVANTAMENTO EM CAMPO.................................................................................................................11
4.10 AVALIAÇÃO DA DEMANDA DE UNIDADES CONSUMIDORAS DE BAIXA TENSÃO.......................12
4.11 AVALIAÇÃO DA DEMANDA DE UNIDADES CONSUMIDORAS DE MÉDIA TENSÃO. .....................14
4.12 AVALIAÇÃO DAS CARGAS DAS EDIFICAÇÕES DE USO COLETIVO..............................................15
4.13 AVALIAÇÃO DAS CARGAS DA ILUMINAÇÃO PÚBLICA ...................................................................15
4.14 CONSIDERAÇÕES SOBRE AS CARGAS DA REDE SECUNDÁRIA...................................................16
4.15 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO:.........................................................................................17
4.16 QUEDA DE TENSÃO...............................................................................................................................19
4.17 DIMENSIONAMENTO DA REDE PRIMÁRIA .........................................................................................21
4.18 PROTEÇÃO .............................................................................................................................................22
4.19 CÁLCULO MECÂNICO. ..........................................................................................................................26
4.20 DOCUMENTAÇÃO DO PROJETO. ........................................................................................................29
4.21 RECOMENDAÇÕES GERAIS.................................................................................................................30
5. REFERÊNCIAS............................................................................................................................................31
6. APROVAÇÃO ..............................................................................................................................................31
ANEXO I. RESISTIVIDADE E ESTRATIFICAÇÃO DO SOLO.......................................................................32
ANEXO II. DEMANDA DE UNIDADES CONSUMIDORAS DE BT ................................................................36
ANEXO III. DEMANDA DE EDIFICAÇÕES DE USO COLETIVO ..................................................................38
ANEXO IV. TABELAS .....................................................................................................................................44
ANEXO V. GRÁFICOS ....................................................................................................................................56
ANEXO VI. FIGURAS ......................................................................................................................................59
1.

Norma
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OBJETIVO
Estabelecer critérios para a elaboração de projetos de rede de distribuição urbana, primária, aérea, em
cruzeta com condutores nus ou protegidos para 15 ou 36,2 kV e rede secundária isolada para 1 kV
2.RESPONSABILIDADES
Compete aos órgãos de Planejamento, Projeto, Construção, Manutenção, Operação e Engenharia Básica,
cumprir e fazer cumprir este instrumento normativo
3.DEFINIÇÕES
3.1Área Urbana
Definido de acordo com o sistema GSE da Coelba.
3.2Carga instalada
Soma das potências nominais dos equipamentos elétricos instalados na unidade consumidora, em
condições de entrar em funcionamento, expressa em quilowatts.
3.3 Demanda
É a média das potências elétricas instantâneas solicitadas ao sistema elétrico durante um período de tempo
especificado.
3.4 Demanda máxima
É a maior demanda verificada durante um intervalo de tempo especificado.
3.5 Demanda diversificada média
É o quociente entre a demanda das unidades consumidoras de uma classe, calculada por agrupamento de
suas cargas, e o número de unidades consumidoras dessa mesma classe.
3.6 Demanda média
É a razão entre a quantidade de energia elétrica consumida durante um intervalo de tempo especificado, e
esse intervalo.
3.7 Fator de carga
Relação entre a demanda média e a demanda máxima verificadas no mesmo intervalo de tempo.
3.8 Fator de coincidência
Relação entre a demanda máxima de um grupo de consumidores ou cargas e a soma das demandas
máximas individuais de cada unidade.
3.9 Fator de demanda
Relação entre a demanda máxima e a carga instalada correspondente.
3.10 Fator de sazonalidade
Fator de correção da demanda diversificada média dos consumidores residenciais e comerciais, com o
objetivo de excluir a possibilidade de que a demanda medida não corresponda à máxima anual.
3.11 Fator de utilização
Quociente entre a demanda máxima que está sendo solicitada de um equipamento e a potência nominal
deste equipamento.
3.12 Horizonte do projeto
Período de tempo futuro em que, com as informações atuais, o sistema foi simulado.
3.13 Limite térmico do transformador

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Temperatura do conjunto que compõe as partes condutoras e isolantes a partir da qual o transformador
começa a perder vida.
3.14 Ponto de entrega
Ponto de conexão do sistema elétrico da distribuidora com as instalações elétricas da unidade consumidora,
caracterizando-se como o limite de responsabilidade do fornecimento.
3.15 Rede de distribuição urbana – RDU
Rede de distribuição do sistema de energia elétrica situada dentro do perímetro urbano de uma cidade, vila
ou povoado.
3.16 Resistência de aterramento
É a reação oferecida à passagem da corrente elétrica quando é aplicada uma tensão ao sistema de
aterramento.
3.17 Sistema de aterramento
É o conjunto de condutores, cabos, hastes e conectores interligados que dissipa para a terra as correntes
que sejam impostas ao mesmo.
3.18 Tensão contratada
Valor eficaz de tensão estabelecida em contrato, expressa em volts ou quilo volts;
3.19 Tensão de leitura
Valor eficaz da tensão integralizado a cada 10 (dez) minutos, obtido de medição por meio de equipamentos
apropriados, expresso em volts ou quilo volts.
3.20 Tensão nominal
Valor eficaz de tensão pelo qual o sistema é designado, expresso em volts ou quilo volts.
3.21 Unidade consumidora
Conjunto de instalações e equipamentos elétricos caracterizado pelo recebimento de energia elétrica em um
só ponto de entrega, com medição individualizada e correspondente a um único consumidor.
4.CRITÉRIOS
4.1 Rede elétrica de distribuição urbana.
4.1.1 A rede aérea deve ser projetada para fornecer energia elétrica às unidades consumidoras, e em
obediência à legislação, conciliar os aspectos técnicos, de segurança, estéticos, sociais e econômicos.
4.1.2 O sistema de distribuição recomendado para a rede urbana é o trifásico com três fios. As extensões
bifásicas ou monofásicas podem ser utilizadas para atendimento a pequenas cargas ou cargas isoladas.
4.1.3Sistema monofásico com retorno pela terra-MRT, não deve ser utilizado para atendimento à
localidades urbanas.
4.1.4 A rede de distribuição aérea urbana de média tensão em área urbana (definida de acordo com o GSE)
deve utilizar condutores protegidos (condutor coberto com XLPE) em estruturas com ou sem espaçador
sempre que não existam impedimentos técnicos para a sua instalação.
4.1.5Rede elétrica de média tensão com condutores protegidos, também, deve ser utilizada em áreas
arborizadas.
4.1.6 Rede primária com condutores de cobre deve ser utilizada nas proximidades, em até 500 metros de
indústrias emissoras de gases poluentes, ou em área com agressividade marítima.
4.1.7Classificamos como submetida à agressividade de origem marítima a área compreendida entre o limite
de preamar e uma linha imaginária em terra situada conforme seguintes alíneas:

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a) Até 0,5 km em áreas com anteparos naturais ou construções com alturas superiores a três vezes a
altura do poste.
b) Até 1,0 km em áreas com anteparos naturais ou construções com alturas inferiores a três vezes a
altura do poste.
c) Até 3,0 km em áreas livres (sem anteparos).
4.1.8 Rede aérea de média tensão com condutores isolados e multiplexados deve ser utilizada em
travessias, por questões de segurança ou para travessias em áreas densamente arborizadas.
4.1.9Nas áreas restantes, e não havendo impedimento técnico para a sua utilização, a rede elétrica de
média tensão deve utilizar condutores de alumínio nu.
4.1.10 A rede aérea de baixa tensão deve ser sempre montada com condutores de alumínio, isolados e
multiplexados, independentemente das características relativas à agressividade da atmosfera da área.
4.2. Locação dos postes
4.2.1 Os postes devem se locados nas calçadas, preferencialmente em frente às divisórias dos lotes.
4.2.2 Os postes devem ser implantados o mais perto possível do meio fio de modo a deixar na calçada um
espaço livre para circulação de no mínimo 1,2 m.
4.2.3 Em ruas não retilíneas com posteação simples, os postes devem ser locados do lado da rua cuja
calçada ou passeio seja o mais afastado do centro da curvatura.
4.2.4 Os postes devem ser locados de tal forma que os vãos livres dos ramais de ligação tenham
comprimento máximo de 30 m e permitam ligar todas as unidades consumidoras previstas no projeto.
4.2.5 Redes de distribuição urbana devem ser projetadas de forma que o vão máximo seja 40 m.
4.2.6 Os projetos de reforma ou para atendimento as novas cargas devem aproveitar ao máximo à rede
existente, evitando-se na medida do possível a retirada de materiais do ativo imobilizado em serviço.
4.2.7 Os postes de concreto preferenciais para utilização em projetos de RDU estão no seguinte quadro:
Postes Padronizados para Uso em RDU
Rede de BT Rede de AT
Poste DT Poste R Poste tipo DT Poste tipo R
9/200 9/200 11/200 12/400 `13/600 11/200 12/400 13/600
9/400 9/400 11/400 12/600 13/1000 11/400 12/600 13/1000
9/600 9/600 11/600 12/1000 11/600 12/1000
9/1000 9/1000 11/1000 12/2000 11/1000 12/1200
11/1500 11/1500 12/1500
11/2000 12/2000
4.2.8 Na escolha do tipo de poste em redes que cortam áreas tombadas ou de proteção ambiental, devem
ser consultados os órgãos responsáveis pelo uso do solo.
4.3 Diretrizes para projeto da rede primária.
4.3.1 A rede aérea de distribuição com cabo nu deve ser montada em estruturas tipo normal ou tipo beco,
padronizadas com base na NBR 15688 - Redes de distribuição aérea de energia elétrica com condutores
nus.
4.3.2As estruturas tipo Meio-Beco não devem ser utilizadas em projetos de redes novas. É um recurso que
somente deve ser utilizado para adequação de redes existentes às distâncias mínimas recomendadas.

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4.3.3Os condutores da rede primária devem ser escolhidos mediante estudo econômico que leve em
consideração: densidade e crescimento da carga, capacidade de transporte de energia, características da
área, perdas técnicas, reaproveitamento dos padrões, agressividade da atmosfera, facilidades operacionais,
bitolas preferenciais, custo inicial e vida útil.
4.3.4Em observância aos parâmetros acima, foram escolhidas 4 (quatro) seções de condutores de alumínio
ou de cobre, nus, 3 (três) seções de condutores cobertos com XLPE para 15 e 36,2kV e 3 (três) seções
para condutores isolados, que devem ser utilizados na rede aérea de distribuição
4.3.5Os condutores padronizados para a rede aérea, primária estão no seguinte quadro:
Condutores Padronizados para Rede Aérea Primária de Distribuição Urbana
Tipo da Rede Condutores Padronizados
Rede nua de Alumínio 4 CAA; 1/0 CA; 4/0 CA e 336,4 CA
Rede nua de Cobre 25 mm², 35 mm², 70 mm², e 95 mm².
Rede de Alumínio Protegida XLPE-15 kV 35 mm², 70 mm², 185 mm²
Rede de Alumínio Protegida. XLPE-36,2 kV 70 mm², 120 mm², 185 mm²
Rede de Alumínio Multiplexada 15 kV 3x35+1x50; 3x70+1x50; 3x185+1x95
4.3.6A rede primária de distribuição urbana aérea com cabo nu de modo geral deve ser projetada com
cabos de alumínio CA, exceto o cabo 4 AWG que deve ser do tipo CAA em função da baixa tração de
ruptura do alumínio H-19.
4.3.7A rede compacta com espaçadores não deve ser usada em áreas com atmosfera agressiva. Nesse
caso, os condutores devem ser montados em isoladores poliméricos fixados em cruzetas ou nos postes.
4.3.8As principais características dos condutores de alumínio nu constam no quadro seguinte:
Parâmetros dos Condutores Nus de Alumínio
Características do CaboSeção
Nominal
Forma
ção.
Diâmetro
do Fio S(mm²) Φ (mm) I max. ΩxKm Trac. Rup Massa Cód. SAP.
4 CAA 6 x 1 2,12 mm 24,69 6,36 140 A 1,3560 830 daN 85,49 2202001
2* CA 7fios 2,47 mm 33,63 7,42 180 A 0,8573 613 daN 92,72 2202021
1/0 CA 7 fios 3,12 mm 53,49 9,36 242 A 0,5390 903 daN 147,48 2202023
4/0 CA 7 fios 4,42 mm 107,22 13,25 380 A 0,2689 1737 daN 295,61 2202026
336,4 CA 19 fios 3,38 mm 170,46 16,90 514 A 0,1691 2786 daN 469,97 2202027
Nota: O cabo 2 CA somente deve ser utilizado em situações especiais definidas pelo planejamento.
4.3.9As principais características dos condutores nus de cobre estão relacionadas no quadro seguinte:
Parâmetros dos Condutores Nus de Cobre
Nominal
Forma
ção.
Diâmetro
do Fio S(mm²) Φ (mm) I max. ΩxKm Trac. Rup Massa Cód. SAP.
16*mm² 7 1,7 15,88 5,1 136 1,240 552 DaN 144 2203014
25 mm² 7 2,06 23,32 6,18 180 0,795 908 DaN 210 2203015
35 mm² 7 2,50 34,36 7,50 230 0,538 1120 DaN 312 2203016
50*mm² 7 3,00 49,48 9,00 287 0,375 1644 DaN 446 2203017
70mm² 7 3,45 67,03 10,35 370 0,283 2200 DaN 590 2203020
95mm² 7 4,12 93,32 12,36 445 0,199 2800 DaN 842 2203022
120*mm² 19 2,90 125,50 14,50 550 0,148 3990 DaN 1132 2203023
Nota Os cabos 16 mm², 50 mm² e 120 mm², somente devem ser utilizados em situações especiais
4.3.10Cabos de cobre isolados para 1 kV devem ser utilizados para interligação de equipamentos.

Norma
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4.3.11As principais características elétricas dos cabos de cobre isolados para 1 kV estão na tabela seguinte:
Parâmetros Elétricos dos Condutores de Cobre Isolados Para 1 kV (*)
Seção Φ Cond. Φ Ext. Kg/m Ω-/Km I-Amp ∆V-220V-3F ∆V-380V-3F
35mm² 6,95 11,70 0,404 0,6192 122 0,1772 0,0393
50mm² 8,04 13,40 0,355 0,4334 144 0,0860 0,0288
70mm² 9,67 16,50 0,748 0,3096 178 0,0649 0,0218
95mm² 11,41 19,00 1,032 0,2173 211 0,0471 0,0158
150mm² 14,25 22,80 1,571 0,1375 271 0,0426 0,0143
4.3.12As principais características físicas dos cabos de cobre isolados para 1 kV estão na tabela seguinte:
Dados construtivos dos Cabos de Baixa Tensão
Código do
Almoxarifado
Seção
Nominal
N°de Fios
Diâmetro
Nominal
Espessura
da Isolação
Espessura da
Cobertura
Diâmetro
Externo
Massa
kg.
2223022 10 mm² 7 3.72 mm 1,00 mm 1,0 mm 7,9 mm 142
2223035 16 mm² 7 4,71 mm 1,00 mm 1,0 mm 9,0 mm 204
2223023 25 mm² 7 5,87 mm 1,20 mm 1,10 mm 10,8 mm 309
2223030 35 mm² 7 6,95 mm 1,20 mm 1,10 mm 11,7 mm 404
2223024 50 mm² 19 8,27 mm 1,40 mm 1,20 mm 13,4 mm 555
2223025 70 mm² 19 9,75 mm 1,40 mm 1,20 mm 16,5 mm 748
2223029 95 mm² 19 11,42 mm 1,60 mm 1,30 mm 19,0 mm 1032
2223036 150 mm² 37 14,40 mm 1,80 mm 1,40 mm 22,80mm 1571
2223009 240 mm² 37 18,27 mm 2,2 mm 1,60 mm 26,7 mm 2545
4.3.13Os cabos de alumínio cobertos com XLPE e protegidos para 15 ou 36,2 kV somente devem ser
montados sobre isoladores poliméricos.
4.3.14As principais características dos condutores de alumínio cobertos com XLPE e protegidos para 15,0 e
36,2 kV, estão no quadro seguinte:
Parâmetro do Cabo Coberto
Nominal
Forma
ção.
Diâmetro
do Condut. S(mm²) Φ (mm) I max. ΩxKm Trac. Rup Massa Cód. SAP.
Cabo Coberto XLPE Al 15,0 kV
35 mm² 7x2,5 6,95 mm 34,34 13,6 149 A 1,1135 588 daN 190 Kgxkm 2212003
70 mm² 19x2,1 9,7 mm 65,77 16,2 229 A 0,5683 928 daN 315 Kgxkm 2212012
185 mm² 37x2,5 16,15 mm 181,53 22,6 438 A 0,2104 2452 daN 695 Kgxkm 2212011
Cabo Coberto XLPE Al 36,2 kV
70 mm² 19x2,1 9,75 mm 65,77 26,7 207 A 0,5683 928 daN 600 Kgxkm 2212005
120 mm² 19x2,8 12,9 mm 116,93 29,9 291 A 0,3246 1591 daN 895 Kgxkm Não padro.
185 mm² 37x2,5 16,15 mm 181,53 33,2 379 A 0,2104 2452 daN 1150 Kgxkm 2212006
4.3.15 As estruturas do tipo normal (N1; N2; N3 ou N4) devem ser utilizadas de maneira geral em avenidas
ou ruas cujas calçadas tenham largura mínima de 2,50 m além de serem respeitadas as distâncias de
segurança para paredes, sacadas, janelas, etc.
4.3.16 Em ruas cujas calçadas tenham largura inferior a 2,50 m devem ser utilizadas estruturas tipo beco
(B1; B2; B3 ou B4).
4.3.17 A rede deve ser projetada o mais próximo possível das concentrações de carga e direcionar-se
longitudinalmente no sentido do crescimento da localidade

Norma
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4.3.18 O caminhamento do circuito tronco não deve sofrer constantes mudanças de direção, em função de
pequenas concentrações de carga.
4.3.19 A rede primária deve preferencialmente seguir o modelo da ”espinha de peixe”, onde existe um
circuito principal denominado tronco com diversos ramais ditos derivações do circuito tronco.
4.3.20 O caminhamento do circuito tronco deve favorecer a expansão do sistema e ser projetada por ruas
ou avenidas bem definidas aprovadas pelas prefeituras municipais.
4.3.21 As travessias de pontes, passarelas e viadutos devem ser executadas preferencialmente com rede
subterrânea.
4.3.22Em caso de projetos de rede exclusivamente primária com condutores nus, podem ser utilizados vãos
de até 80 m prevendo-se futura intercalação de postes para lançamento da rede secundária.
4.3.23 Não é permitida emenda de condutores no vão de travessia sobre rodovias, ferrovias, águas
navegáveis e no cruzamento com outras redes.
4.3.24 As estruturas do vão da travessia devem ser do tipo amarração quando exigido por normas
específicas, nos demais casos podem ser de suspensão com amarração na estrutura adjacente.
4.3.25 A distância vertical mínimas dos condutores à superfície de águas navegáveis no seu mais alto nível
e na condição de flecha máxima é de H + 2 m. O valor de H corresponde à altura do maior mastro e deve
ser fixado pela autoridade responsável pela navegação na via considerada. Em casos de águas não
navegáveis, os cabos devem manter na pior condição a distância de 6,5 m sobre o nível máximo da
superfície da água.
4.3.26 Em derivações devem ser usados “Grampos de Linha Viva” para cargas de até 50A,
independentemente do uso da chave fusível.
4.3.27 Em caso de travessias sobre rodovias ou ferrovias, o ângulo agudo entre o eixo da rede e o eixo da
via transposta deve ser de no mínimo 15º geométricos.
4.4 Distâncias mínimas relativas à rede primária
4.4.1 Em ruas e avenidas, a altura mínima dos condutores primários da rede de distribuição em relação ao
solo, é de 6,0 m, independentemente da tensão da rede primária ser 15 ou 36,2 kV.
4.4.2 A altura mínima dos condutores à superfície de rodovias federais, estaduais ou municipais, na tensão
de até 36,2 kV e condição de flecha máxima é de 7 (sete) metros.
4.4.3 A altura mínima dos condutores na tensão de até 36,2 kV aos boletos dos trilhos de ferrovias, na
condição de flecha máxima, deve ser de 9 ( nove) metros para as ferrovias não eletrificadas ou não
eletrificáveis e, de 12 (doze)metros para as ferrovias eletrificadas ou eletrificáveis.
4.4.4 A distância vertical mínima no cruzamento entre duas redes de distribuição com tensões diferentes,
até 138 kV, deve ser de 2 (dois) metros, mantendo-se a rede de maior tensão em nível mais elevado.
4.4.5 As redes elétricas devem ser projetadas evitando-se proximidade de sacadas janelas e marquises,
mesmo atendendo as distâncias mínimas de segurança que são: 1,7 m na horizontal e 3,5 m na vertical.
4.4.6 O projeto de Instalações elétricas com distâncias inferiores a 30 metros de linhas de transmissão deve
ser alvo de estudo específico pela área de manutenção de linhas de transmissão.
4.4.7 A distância mínima em qualquer estrutura entre a rede primária de 15 ou 36,2 kV e a rede secundária
ou qualquer equipamento de baixa tensão é de 1 metro.
4.4.8As distâncias mínimas acima definidas têm como base as distâncias de segurança estabelecidas pela
ABNT através da NBR-15688, figuras no anexo VI

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4.5 Diretrizes para a rede secundária.
4.5.1 A rede secundária em caso de transformadores monofásicos ou trifásicos deve ser projetada a três
fios ou a quatro fios respectivamente em toda a sua extensão.
4.5.2 Em decorrência do item anterior não deve haver redução no número de fases na rede secundária ao
longo do caminhamento da rede, favorecendo ao equilíbrio de cargas do sistema.
4.5.3 O caminhamento da rede deve seguir, preferencialmente, pelo lado não arborizado das ruas,
minimizando interferências com outras concessionárias, principalmente com adutoras e rede de esgotos.
4.5.4 A rede secundária deve ser montada pelo lado externo dos postes, ou seja, pelo lado oposto ao da
calçada, mesmo nos casos de postes com transformadores onde o secundário deve ser instalado em baixo
dos transformadores.
4.5.5 Quando houver previsão da ligação de unidades consumidoras no lado do poste voltado para a
calçada, deve ser prevista uma armação secundária para fixação dos ramais de ligação.
4.5.6 Ruas com alta densidade de carga, canteiro central ou com largura superior a 20m devem ter
posteação nos dois lados de modo a eliminar o cruzamento da rua com ramais de ligação.
4.5.7 Os condutores neutros dos diversos transformadores de uma área urbana devem ser interligados de
forma que a continuidade do neutro seja mantida em toda a extensão.
4.5.8 As edificações de uso coletivo com subestação abrigada devem ter a malha de terra da subestação
interligada ao neutro da rede secundária através de um cabo de cobre nu, com seção mínima 35 mm².
4.5.9 A rede secundária deve ser sempre projetada utilizando-se cabos de alumínio, multiplexados e
isolados para 1 kV nas seguintes formações e bitolas: 2x35+1x35 - 3x35+1x35 - 3x70+1x70 - 3x120+1x70.
4.5.10 O condutor neutro da rede secundária, também isolado, confeccionado em alumínio liga deve
acumular a função de sustentação dos condutores fase.
4.5.11 As características dos condutores fases dos cabos de alumínio multiplexados de Baixa Tensão - BT
estão no quadro seguinte:
Características do Condutor Fase dos Cabos Multiplexados de Baixa Tensão
Nº. de fios Φ (mm) Φ Ext (mm)
Descrição do material Código
Min. Max. Min. Max.
Espessura da
isolação (mm) Min. Max.
Cabo As Al 1kV 1x10+1x10 NI 2230031 7 7 4,2 4,2 1,20 6,6 6,6
Cabo As Al 1kV 1x16+1x16 NI 2230032 6 7 4,6 5,2 1,20 7,0 7,6
Cabo As Al 1kV 2x16+1x16 NI 2230033 6 7 4,6 5,2 1,20 7,0 7,6
Cabo As Al 1kV 2x35+1x35 NI 2230034 6 7 6,6 7.5 1,60 9,8 10,7
Cabo As Al 1kV 3x10+1x10 NI 2230035 7 7 4,2 4,2 1,20 6,6 6,6
Cabo As Al 1kV 3x16+1x16 NI 2230036 6 7 4,6 5,2 1,20 7,0 7,6
Cabo As Al 1kV 3x35+1x35 NI 2230037 6 7 6,6 7.5 1,20 9,8 10,7
Cabo As Al 1kV 3x70+1x70 NI 2230038 12 19 9,3 10,2 1,80 12,9 13,8
Cabo As Al 1kV 3x120+1x70 NI 2230039 15 19 12,5 13,5 2,00 16,5 17,5
4.5.12 As principais características do condutor neutro dos cabos de alumínio multiplexados de baixa tensão
estão no quadro seguinte:
Características do Condutor Neutro dos Cabos Multiplexados
Descrição do material Código Nº. fios Φ(Condutor) δ(isolação) Φ (externo) Trac. Rup
Cabo As Al 1kV 1x10+1x10 NI 2230031 7 4,10 mm 1,20 mm 6,50 mm 190 daN

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4.5.13 As principais características dos cabos completos em alumínio multiplexados de baixa tensão estão
no quadro seguinte:
Características dos Cabos Completos de Alumínio Multiplexados
Descrição do material Código (kg/km) Isolante
Ω/ km-
70oC
Ω/ km-
90oC
Ampacidade
Cabo As Al 1kV 1x10+1x10 NI 2230031 100 XLPE/PE 3,6286 3,8720 55 A
Cabo As Al 1kV 2x35+1x35 NI 2230034 423 XLPE 1,0432 1,1132 73 A
4.5.14 Os cabos multiplexados isolados para 1 kV, utilizados na rede secundária, nas seções 10 mm² e 16
mm² podem ter isolação em PE ou XLPE
4.6 Saída de subestações.
4.6.1 As subestações com barramentos aéreos sem impedimentos físicos para as saídas dos alimentadores
devem ter as saídas projetadas com base no quadro seguinte, onde S representa o número total de saídas,
previstas para a subestação.
Saída de Alimentadores de Subestações
Nº de Saídas Tipos de Saída
S ≤ 5 Aérea – Condutores nus
5 < S ≤ 10 Aérea multiplexados ou subterrâneos
10 < S Subterrânea
4.6.2 Quando os alimentadores das subestações tiverem suas saídas em cubículos, estes alimentadores
devem continuar subterrâneos e ascender para a rede aérea em locais estratégicos, de modo a não
congestionar a área da saída da subestação, considerando-se os aspectos de segurança, operação,
confiabilidade, e estética.
4.6.3 As seções dos condutores dos alimentadores variam em função da densidade de carga instalada e da
área de influência da subestação supridora
4.7 Aterramento do neutro da rede secundária.
4.7.1 O neutro da rede secundária no mínimo deve ser aterrado com uma haste de 16x2400mm, conforme
seguintes critérios.

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a) Em todo final de linha;
b) Na origem das instalações dos consumidores;
c) Nas mudanças de bitola de condutores;
d) A cada 200 m de rede secundária;
4.8 Aterramento de equipamentos.
4.8.1 Todas as partes metálicas como massa de equipamentos, mecanismo de manobra, quadros, painéis e
outros, sujeitos a contatos diretos ou indiretos, devem ser aterrados através de hastes de terra e todos os
aterramentos interligados entre si e ao neutro da rede secundária;
4.8.2 Os transformadores de distribuição devem ser aterrados no mínimo através de uma malha composta
por três hastes de 16 x 2400 mm, espaçadas de 3 (três) metros;
4.8.3 Em caso de dificuldade de confecção da malha de terra com hastes espaçada de 3 m, recomenda-se
instalar uma haste em cada poste adjacente e interligar os aterramentos através da rede aérea.
4.8.4 A malha de terra para os demais equipamentos de distribuição deve ser dimensionada de forma a
manter a resistência compatível com as necessidades técnicas do equipamento e pode ser calculada pelo
método proposto no memorial Técnico 01 do Anexo I;
4.8.5 A malha de terra mínima para equipamentos deve ser formada por três hastes de terra instaladas em
linha ou em "pé de galinha".
4.8.6 Considera-se que o sistema está efetivamente aterrado, quando os neutros estão ligados a terra por
meio de resistência ou reatância de muito baixo valor.
Ou seja: (Xo / X1 < 1,4).
Onde:
−−−− Xo – Impedância de seqüência “zero“
−−−− X1 – Impedância de seqüência “positiva”.
4.8.7 O condutor de aterramento deve ser contínuo, o mais retilíneo possível, não ter emendas e ser de
cobre ou aço cobreado na bitola 35 mm² ou 2 AWG;
4.8.8 O aterramento do neutro da rede secundaria e os dos equipamentos de distribuição devem ser
executados utilizando-se os materiais do quadro seguinte:
Composição do Aterramento de Rede
Descrição Quantidade Código
Cabo aço cobreado 2 AWG 4,5 kg 2206000
Conector Cunha Est Branca/Verm 1 cda 2401006
Conetor Atr Aco 35/Ha 16 1 cda 2414034
Eletroduto PVC 20 mm Rosc 1 cda 3461100
Haste Terra Cobre 16x2400 1 cda 3470070
Arame aço zincado 12 BWG 2 Kg 4404015
4.8.9A resistência de aterramento dos transformadores não deve ser superior a 20 (vinte Ohm), em
qualquer época do ano;
4.9 Levantamento em campo
4.9.1 O levantamento em campo é imprescindível para a elaboração de projetos que envolvam reformas em
redes existentes;
4.9.2 O levantamento em campo para fins de projeto para atendimento a novas cargas deve fornecer as
seguintes informações:

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a) Tensão Nominal do sistema elétrico na alta e na baixa tensão;
b) Localização do ponto de entrega definido em comum acordo com o cliente;
c) Localização dos transformadores e detalhes da rede secundária.
d) Aspectos da iluminação pública.
e) Compartilhamento dos postes com redes de comunicação.
f) Descidas subterrâneas da rede da concessionária ou das ocupantes.
g) Informações sobre o uso do solo por outras concessionárias.
h) Distâncias e caminhamentos necessários à elaboração do projeto.
i) Estruturas a serem utilizadas em função dos passeios e dos perfis das edificações.
j) Tipo e localização da arborização se existente.
k) Detalhes da rede existente para efeito de ampliação.
l) Números dos contratos ou dos medidores atendidos pelos ramais
m) Identificação dos ramais por fases e postes.
n) Aspectos de natureza estética.
4.10 Avaliação da demanda de Unidades Consumidoras de Baixa Tensão.
4.10.1A demanda das unidades consumidoras residenciais de baixa tensão deve ser calculada a partir da
classificação em função da carga instalada conforme as seguintes definições.
a) Unidade consumidora tipo A é aquela que pode possuir: geladeira comum, TV pequena, som, ferro
elétrico simples, liquidificador, e 05 (cinco) lâmpadas, totalizando 1.320 W;
b) Unidade consumidora tipo B e aquela que além do que possui o TIPO A, pode possuir a mais:
Ventilador, chuveiro elétrico, espremedor de frutas, outra TV pequena, aparelho DVD, secador de cabelo e
05 (cinco) lâmpadas, totalizando 6.820W;
c) Unidade consumidora tipo C e aquela que além do que possui a do TIPO B, pode possuir a mais:
Computador com impressora, freezer, máquina de lavar, microondas, gril, ar condicionado, cafeteira
elétrica, outro chuveiro elétrico, TV grande e mini-system totalizando 18.470 W;
d) Unidade consumidora tipo D e aquela que além do que possui a unidade consumidora do TIPO C,
pode possuir a mais: Aquecedor elétrico, banheira de hidromassagem, ar condicionado, TV grande,
máquina de lavar louça, secadora de roupas, aparelho de fax e 2 kW de iluminação, totalizando 39.550 W;
e) Unidades consumidoras residenciais com carga instalada superior a 39,55 kW são consideradas
especiais e as unidades consumidoras assim classificadas devem ter suas demandas máximas calculadas
utilizando-se o fator de demanda igual a 0,45.
4.10.2 As demandas diversificadas das unidades consumidoras residenciais em função do tipo e quantidade
de unidades existentes em cada trecho foram obtidas a partir de curvas existentes em normas anteriores,
da atualização da carga instalada nas unidades consumidoras padrão e das demandas máximas obtidas a
partir do produto da carga instalada pelo fator de demanda.
4.10.3 As demandas diversificadas das unidades consumidoras residenciais de baixa tensão devem ser
obtidas a partir das curvas plotadas no gráfico seguinte:
De m a nda Dive rs ific a da
0
5
10
15
20
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
Nú m e r o d e Un id ad e s
DemandaemKVA
T ip o A
T ip o B
T ip o C
T ip o D

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4.10.4 A partir da plotagem das curvas acima foram obtidos os valores das demandas diversificadas das
unidades consumidoras tipo, conforme seguinte quadro:
Demanda Diversificada em kVA por Unidade Residencial
Quantidade Unidade Tipo A Unidade Tipo B Unidade Tipo C Unidade Tipo D
1 1,26 4,86 8,68 17,79
2 0,81 3,16 5,61 11,49
3 0,61 2,35 4,21 8,62
4 0,49 1,91 3,41 6,98
5 0,42 1,61 2,89 5,91
6 0,38 1,46 2,61 5,34
7 0,35 1,37 2,41 4,93
8 0,32 1,23 2,21 4,52
9 0,31 1,19 2,12 4,35
10 0,29 1,14 2,02 4,19
11 0,28 1,11 1,96 4,01
12 0,27 1,05 1,88 3,87
13 0,26 1,01 1,81 3,69
14 0,25 0,96 1,74 3,55
15 0,24 0,94 1,68 3,45
16 0,24 0,92 1,64 3,37
17 0,24 0,91 1,63 3,33
18 0,24 0,91 1,62 3,32
19 0,23 0,91 1,61 3,31
Mais 0,23 0,91 1,61 3,29
4.10.5 As unidades consumidoras residenciais que também desenvolvem atividades comerciais, atendidas
em baixa tensão, são denominadas especiais e devem ter suas demandas máximas calculadas a partir da
carga instalada e da aplicação dos fatores de demanda do quadro seguinte:
Fator de Demanda para Unidades Residenciais Especiais de Baixa Tensão
Carga instalada C < 1 1<C≤2 2<C≤3 3<C≤4 4<C≤5 5<C≤6 6<C≤7 7<C≤8 8<C≤9 9<C≤10 C>10
Fator de demanda 0,86 0,81 0,76 0,72 0,68 0,64 0,60 0,57 0,54 0,52 0,45
4.10.6 A demanda de motores elétricos em regime permanente, para efeito de projeto de RDU, deve ser
obtida a partir do seguinte quadro:
Parâmetros de Motores
Valores Nominais do Motor Demanda (kVA) absorvida da rede por motor
Potência
No eixo Absorvida
Fator de
Potência
Rendi-
mento
Corrente
220 Volts
01
Motor
02
Motores
De 3 a 5
Motores
Mais de 5
Motores
Motores Monofásicos
¼ 0,39 kW 0,63 0,47 2.8 A 0,62 0,50 0,43 0,37
1/3 0.52 kW 0,71 0,47 3,3 A 0,73 0,58 0,51 0,44
½ 0,66 kW 0,72 0,56 4,2 A 0,92 0,74 0,64 0,55
¾ 0,89 kW 0,72 0,62 5,6 A 1,24 0,99 0,87 0,74
1,0 1,10 kW 0,74 0,67 6,8 A 1,49 1,19 1,04 0,89
1,5 1,58 kW 0,82 0,70 8,8 A 1,93 1,54 1,35 1,16
2,0 2,07 kW 0,85 0,71 11 A 2,44 1,95 1,71 1,46
3,0 3,07 kW 0,96 0,72 15 A 3,2 2,56 2,24 1,92
4,0 3,98 kW 0,96 0,74 19 A 4,15 3,32 2,91 2,49
5,0 4.91 kW 0,94 0,75 24 A 5,22 4,18 3,65 2,91
2,49 7,46 kW 0,94 0,74 36 A 7,94 6,35 5,56 4,76
10,0 9,44 kW 0,94 0,78 46 A 10,04 8,03 7,03 6,02
12,5 12,10 kW 0,93 0,76 59 A 13,01 10,41 9,11 7,81

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Motores Trifásicos
1/6 cv 0,25 kW 0,67 0,49 0,9 A 0,37 0,30 0,26 0,22
1/4 cv 0,33 kW 0,69 0,55 1,2 0,48 0,38 0,34 0,29
1/3 cv 0,41 kW 0,74 0,60 1,5 0,56 0,45 0,39 0,34
1/2 cv 0,57 kW 0,79 0,65 1,9 0,72 0,58 0,34 0,29
3/4 cv 0,82 kW 0,76 0,67 2,8 1,08 0,86 0,76 0,65
1,0 cv 1,13 kW 0,82 0,65 3,7 1,38 1,10 0,97 0,83
1,5 cv 1,58 kW 0,78 0,70 5,3 2,03 1,62 1,42 1,22
2,0 cv 1,94 kW 0,81 0,76 6,3 2,40 1,92 1,68 1,44
3,0 cv 2,91 kW 0,80 0,76 9,5 3,64 2,91 2,55 2,18
4,0 cv 3,82 kW 0,77 0,77 13 4,96 3,97 3,47 2,98
5,0 cv 4,78 kW 0,85 0,77 15 5,62 4,50 3,93 3,37
6.0 cv 5,45 kW 0,84 0,81 17 6,49 5,19 4,54 3,89
7,5 cv 6,90 kW 0,85 0,80 21 8,12 6,50 5,68 4,87
10 cv 9,68 kW 0,90 0,76 26 10,76 8,61 7,53 6,46
12,5 cv 11,79 kW 0,89 0,78 35 13,25 10,60 9,28 7,95
15 cv 13,63 kW 0,91 0,81 39 14,98 11,98 10,49 8,99
20 cv 18,40 kW 0,89 0,80 54 20,67 16,54 14,47 12,40
25 cv 22,44 kW 0,91 0,82 65 24,66 19,73 17,26 14,80
30 cv 26,93 kW 0,91 0,82 78 29,59 23,67 20,71 17,76
Notas:
Fator de potência e rendimento são valores médios, referidos a 3600 rpm;
Para cálculo da demanda os motores devem ser agrupados em 3 (três) classes:
Pequenos motores M ≤ 5 Cv;
Médios motores 5 Cv < M ≤ 10Cv;
Grandes Motores 10 Cv < M.
Aplica-se a tabela para os dois primeiros grupos separadamente e somam-se as parcelas;
Calcula a demanda dos grandes motores de modo semelhante às máquinas de solda à transformador e
acrescenta-se as demandas dos grandes motores ao subtotal já calculado.
No atendimento a motores individuais, atenção especial deve ser dada às correntes de partida dos motores
que em alguns casos podem chegar até a 8 (oito) vezes a corrente nominal do motor a plena carga
4.10.7 A demanda máxima de um circuito constituído por unidades consumidoras residenciais de uma rede
nova deve ser definida a partir da classificação das unidades, da quantidade de unidades consumidoras em
cada classificação e dos valores em kVA correspondentes.
4.10.8 Para calcular a demanda diversificada pontual de um grupo de consumidores de tipos diferentes
devem-se separar as unidades consumidoras por tipo, calcular as demandas dos tipos separados e somar
as parcelas das demandas calculadas relativas aos tipos.
4.10.9 A demanda máxima para novas unidades consumidoras comerciais e industriais deve ser calculada
pelo método da carga instalada conforme estabelecido nas normas de fornecimento de energia elétrica.
4.11 Avaliação da demanda de unidades consumidoras de média tensão.
4.11.1 A demanda máxima das unidades consumidoras atendidas em média tensão, deve ser obtida a partir
dos seguintes itens:
a) Contrato de fornecimento de energia;
b) Carga instalada;
c) Informações do gerenciador do sistema.
d) Medições diretas;
e) Correlação: KVA = 0,0085 kWh 0,9243
4.11.2 A demanda máxima para fins de projeto pode ser calculada a partir da carga instalada com aplicação
dos fatores de potência e demanda, típicos.

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4.11.3 As medições diretas para determinação da demanda real máxima das unidades de média tensão
devem acontecer por um período não inferior a 72 (setenta e duas) horas.
4.11.4 O consumo em kWh utilizado para avaliação da demanda máxima deve ser obtido através da média
aritmética de pelo menos os 6 (seis) últimos consumos mensais.
4.12 Avaliação das cargas das edificações de uso coletivo.
4.12.1 O método recomendado para cálculo da demanda das edificações de uso coletivo (De) deve
considerar a diferença entre as curvas de carga para áreas residencial e comercial.
4.12.2 A demanda da área de serviço (Ds) deve ser calculada pelo critério da potência instalada.
4.12.3 A demanda para a área residencial (Dr) deve ser calculada pelo critério da área útil.
4.12.4 A potência instalada deve ser calculada a partir das potências nominais dos aparelhos declarados.
4.12.5 A potência em kVA dos eletrodomésticos deve ser calculada com base na potência em kW dos
equipamentos e nos fatores de potência específicos.
4.12.6 O cálculo da demanda de edificações de uso coletivo deve ser feito conforme citado no Memorial
Técnico 02 do Anexo I.
4.13 Avaliação das cargas da Iluminação Pública
4.13.1 Deve ser prevista em todos os postes da RDU uma reserva de carga para a iluminação pública,
compatível com o nível de iluminação estabelecido pela Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT
para o porte da artéria, independentemente da existência de iluminação no local.
4.13.2 Para dimensionamento dos transformadores e condutores secundários, as cargas de iluminação
pública devem ser consideradas com fator de demanda unitário.
4.13.3 No cálculo da demanda, considerando-se que as cargas estão em watts (potência ativa), o total das
cargas deve ser dividido pelo fator de potência do reator para termos as cargas em Volt Ampère (potência
aparente);
4.13.4 Considerando-se que a iluminação pública pertence às prefeituras, compete a estas a informação
das cargas, compreendendo: tipos das luminárias, potência das lâmpadas e fatores de potência dos
reatores. Compete à Coelba a análise do projeto, dimensionamento dos transformadores e da rede
secundária destinada a alimentação da carga informada.
4.13.5 No cálculo das cargas relacionadas à iluminação pública, além das potências nominais das lâmpadas
devem ser consideradas as perdas nos reatores.
4.13.6 Para fins do dimensionamento elétrico, devem ser consideradas as seguintes perdas nos reatores.
Tabela de Perdas para Iluminação Pública
Tipo da Lâmpada Potência Nominal das Lâmpadas. Perdas no Reator
80 W 11 W
125 W 14 W
250 W 27 W
400 W 37 W
700 W 46 W
1000 W 65 W
Vapor de Mercúrio
2000 W 100 W
70 W 15 WVapor de Sódio
150 W 26 W

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Tabela de Perdas para Iluminação Pública
Tipo da Lâmpada Potência Nominal das Lâmpadas. Perdas no Reator
250 W 37 W
360 W 40 W
400 W 46 W
700 W 78 W
1000 W 111 W
400 W 37 W
1000 W 65 WVapor Metálico
2000 W 100 W
4.14 Considerações sobre as cargas da rede secundária.
4.14.1 Os projetos de RDU devem ser elaborados a partir das demandas diversificadas das unidades
consumidoras.
4.14.2 As demandas diversificadas das unidades consumidoras variam ao longo do circuito secundário em
função do tipo e da quantidade de unidades consumidoras existentes no trecho considerado.
4.14.3 As demandas diversificadas das unidades consumidoras comerciais e industriais existentes devem
ser calculadas a partir da substituição da base (kWh) da potência:
94724,0
0058,0 xkWhkVA = pela média
aritmética dos consumos nos últimos 12 meses.
4.14.4 As demandas máximas das unidades consumidoras comerciais e industriais existentes somente
devem ser calculadas através de medição direta quando destinada a processos jurídicos.
4.14.5 No cálculo da demanda diversificada média dos consumidores comerciais e industriais devem ser
utilizados os fatores percentuais de coincidência conforme quadro seguinte:
Número de Consumidores
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Fatores de Coincidência
100 92 88 82 79 77 75 74 73 72 72 71 71 71 71 71 71 70 70 70
4.14.6 Em projetos de melhoramento as cargas pontuais devem ser corrigidas aplicando-se os fatores.
a) Quanto à correção sazonal, se a carga foi medida;
b) Quanto à menor diversidade dos consumidores em caso de divisão do circuito;
c) Quanto ao aumento de demanda em função do futuro acréscimo na tensão;
d) Quanto ao crescimento vegetativo da área para o horizonte do projeto
4.14.7Em áreas com crescimento normal, as cargas devem ser projetadas com as seguintes taxas:
a) Horizonte para Redes Secundárias aéreas H ≅ 5 anos.
b) Horizonte para Redes Primárias aéreas H ≅ 10 anos.
c) Horizonte para Redes Subterrâneas de baixa tensão H ≅ 10 anos.
d) Horizonte para Redes Subterrâneas de alta tensão H ≅ 20 anos.
e) Taxa de crescimento vegetativo. i = 5%.
4.14.8A projeção da carga para o horizonte de projeto deve ser calculada pela expressão:
( )H
iCaCf +⋅= 1 Onde:
−−−− Cf = Carga futura.
−−−− Ca = Carga atual
−−−− i = taxa de crescimento
−−−− H = horizonte do projeto

Norma
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4.14.9Áreas com elevado potencial de crescimento devem ser alvo de estudo específico onde às taxas são
fornecidas pela área de mercado e consolidadas pela área de planejamento da distribuição.
4.14.10Nas redes em operação, as cargas de iluminação pública devem ser subtraídas das cargas
acumuladas dos pontos significativos, antes de serem aplicados os fatores de correção quanto à
sazonalidade.
4.14.11A correlação entre kVA e kWh pode ser aplicada para eletrodomésticos conhecendo-se o fator de
carga por equipamento conforme tabela 01 do Anexo II
4.14.12Para cálculo do consumo mensal, em caso de desconhecimento dos fatores de potência específicos,
podem ser utilizados os fatores de potência típicos da classe, conforme tabela seguinte:
Fator de Potência Típico de Eletrodomésticos
Tipo de Equipamento Fator de Potência
Aparelhos Eletrodomésticos a motor (1 CV) 0,67
Aparelhos com resistência de aquecimento. 1,00
Lâmpada fluorescente, néon, vapor de sódio ou mercúrio 0,50
Lâmpadas fluorescentes através de descargas de gases 0,85
Lâmpadas incandescentes 1,00
Máquina de solda a arco 0,50
Máquina de solda a resistência 0,80
Motores de Indução de1 cv 0,67
Motores de Indução de 2 cv 0,73
Motores de Indução de 7,5 cv 0,85
Motores de Indução de 60 a 125 cv 0,92
Motores de Indução. 200cv 0,94
Nota: Os valores de fator de potência para motores são médios para 75% da carga nominal
4.14.13Rede cuja soma das potências dos transformadores seja igual ou superior a 112,5 kVA, deve ser
submetida à análise de viabilidade pela área de planejamento do sistema elétrico da distribuição.
4.15Transformadores de distribuição:
4.15.1Sempre que possível os transformadores devem ser localizados no centro de carga do circuito de BT.
4.15.2Independentemente da queda de tensão, nenhuma carga pode situar-se a mais de 400
(quatrocentos) metros do transformador na tensão de 380/220 V nem a 200 (duzentos) metros do
transformador na tensão de 220/127 V a exceção da rede subterrânea.
4.15.3Em redes novas, os transformadores devem ser selecionados entre os padronizados seguintes:
Transformadores Padronizados Para a Distribuição
Tipo da Instalação Potência Padronizada
Instalações Monofásicas 5 kVA, 10 kVA e 25 kVA.
Instalações Trifásicas 15 kVA, 30 kVA, 45 kVA, 75 kVA, 112,5 kVA e 150 kVA.

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4.15.4Ao longo do caminhamento da rede primária trifásica somente podem ser instalados transformadores
monofásicos em caso de atendimento a cargas individuais.
4.15.5Transformadores monofásicos com duas buchas na baixa tensão destinam-se exclusivamente às
unidades isoladas, portanto não devem possuir rede secundária.
4.15.6A rede secundária principal e consequentemente os transformadores de distribuição devem ser
projetados, preferencialmente, sob o tronco da rede primária.
4.15.7A liberação de carga em transformadores existentes está condicionada ao “limite térmico” do
transformador no horizonte do estudo;
4.15.8Os limites térmicos de transformadores instalados em redes aéreas de áreas residenciais ou
comerciais com curvas de carga convencional são de 150% e 130% respectivamente;
4.15.9Quanto ao carregamento, os transformadores devem ser projetados de forma que os fatores de
utilização no horizonte do projeto, normalmente cinco anos, atendam ao quadro seguinte:
Fatores de Utilização Recomendados
Emprego Fator de Utilização
Áreas sem potencial de expansão 1,10 a 0,90
Áreas com potencial de expansão dentro da média 1,0 a 0,80
Áreas com potencial de expansão acima da média 0,90 a 0,70
4.15.10Os transformadores de distribuição devem ser instalados de frente para o sistema viário, ficando as
chaves fusíveis do lado oposto (lado do passeio);
4.15.11Não devem ser instalados transformadores em postes com estruturas de amarração primária e que
possuam rede secundária.
4.15.12Não devem ser instalados transformadores em postes com derivação primária;
4.15.13Devem ser evitadas as instalações de transformadores em postes com ângulos ou de esquinas
4.15.14Os transformadores de distribuição com potência até 112,5 kVA ou chaves telecomandadas devem
ser instalados em postes com altura de 12 m e na face com resistência nominal mínima de 400 daN.
4.15.15Por questões de segurança não é recomendada a instalação de transformadores monofásicos
(MRT) em área urbana.
4.15.16Em áreas com baixa densidade de carga, notadamente residenciais de média ou baixa renda,
devem ser utilizados transformadores de 10 kVA, 25 kVA, 30 kVA ou 45 kVA;
4.15.17Os Transformadores de 75 kVA e 112,5 kVA devem ser utilizados em áreas com alta densidade de
cargas, notadamente áreas comerciais ou para atendimento às edificações de uso coletivo;
4.15.18Transformadores com potência de 150 kVA podem ser instalados em postes de 600 daN somente
para ligações provisórias de eventos;
4.15.19Em rede urbana não é permitida a instalação de mais que um transformador no mesmo poste ou a
montagem de transformadores em estruturas formadas por dois postes ou bancadas;
4.15.20Os tanques dos transformadores de distribuição, os terminais do neutro de baixa tensão, e o
condutor neutro da rede secundária devem ser interligados e aterrados em único ponto;
4.15.21A ligação dos terminais de baixa tensão dos transformadores à rede secundária deve ser efetuada
com cabos de cobre isolados para 1 kV, conforme quadro seguinte.

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Cabos para Conexão de Transformadores à Rede Secundária
Instalações Monofásicas Instalações Trifásicas
Cabo Isolado 0,6/1 kV Cabo Isolado 0,6/1 kVPotência do
Trafo - kVA 127 / 254 V 440 / 220 V
Potência do
Trafo - kVA 220 / 127 V 380 / 220 V
10 35 mm² 35 mm² 15 35 mm² 35 mm²
15 35 mm² 35 mm² 30 35 mm² 35 mm²
25 35 mm² 35 mm² 45 35 mm² 35 mm²
75 70 mm² 70 mm²
112,5 150 mm² 70 mm²
150 240 mm² 95 mm²
4.15.22Para avaliação das cargas da rede secundária é necessário registro gráfico de tensão e corrente,
com duração mínima de 72 (setenta e duas) horas, nas saídas dos transformadores e nos pontos mais
desfavoráveis da rede secundária.
4.15.23Devem ser subtraídas da demanda máxima do transformador a carga da iluminação pública e as
contribuições das cargas trifásicas comerciais e industriais no horário da ponta;
4.15.24Para avaliação do carregamento futuro do transformador, o carregamento atual deve ser corrigido
quanto à sazonalidade, utilizando-se como fator de correção sazonal a relação entre a demanda máxima
anual do alimentador e a demanda do alimentador no dia da medição atual.
4.15.25A demanda futura dos transformadores deve ser corrigida quanto ao acréscimo da potência a ser
absorvida pela carga quando a queda de tensão atual na rede secundária for diminuída conforme
determinam os gráficos 1 e 2 do anexo III.
4.16Queda de tensão
4.16.1As tensões de contrato e fornecimento das unidades consumidoras devem atender aos limites
estabelecidos por legislação específica através da resolução 505/ANEEL.
4.16.2Do ponto de vista da queda de tensão, a rede elétrica de distribuição urbana deve ser dimensionada
em função das unidades do grupo B.
4.16.3Visando obedecer aos limites estabelecidos pela legislação e maximizar o uso dos condutores, a
tensão de leitura no ponto de entrega para unidades do grupo B deve estar compreendida entre 91,4% e
104% da tensão nominal.
4.16.4A partir dos valores acima deve ser distribuída no horizonte do projeto, para as redes primárias (∆Vp)
e secundárias (∆Vs), o total de 8,8% como o limite máximo para a soma das duas quedas de tensão;
4.16.5Em caso de indisponibilidade do valor da queda de tensão na rede primária deve ser aplicado em
projetos destinados a novas cargas o limite de 3,5% para queda máxima na rede secundária.
4.16.6Em rede secundária existente, podem ser liberadas novas cargas de clientes, sem alteração na rede,
desde que a queda de tensão (∆V), não ultrapasse 5%;
4.16.7O cálculo da queda de tensão em baixa tensão com condutores nus deve ser efetuado utilizando-se
os coeficientes unitários de queda de tensão padronizados conforme o quadro seguinte, a planilha da tabela
5 do anexo II ou por meios eletrônicos que utilizem os parâmetros padronizados nesta norma;
Valores Unitários de Queda de Tensão em BT Para 100 KVA X m – Condutores Nus
Tensão 220/127 Volts 380/220 Volts 254/127 V 440/220 V
Nº fase 3F 2F 1F 3F 2F 1F 2F 1F 2F 1F

Norma
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4 CA 0,3229 0,7245 1,9195 0,1079 0,2428 0,6395 0,4799 1,9195 0,1599 0,6395
2 CA 0,2156 0,5870 1,2811 0,0723 0,1626 0,4269 0,3203 1,2811 0,1067 0,4269
1/0 CA 0,1514 0,3407 0,8827 0,0507 0,1142 0,2941 0,2207 0,8827 0,0735 0,2941
2/0 CA 0,1255 0,2825 0,7404 0,0421 0,0947 0,2467 0,1851 0,7404 0,0617 0,2467
16 CU 0,2637 0,5934 1,5698 0,0884 0,1989 0,5231 0,3925 1,5698 0,1308 0,5231
25 CU 0,1871 0,4210 1,1005 0,0627 0,1411 0,3667 0,2751 1,1005 0,0917 0,3667
35 CU 0,1445 0,3251 0,8548 0,0484 0,1090 0,2848 0,2137 0,8548 0,0712 0,2848
50 CU 0,1127 0,2536 0,6637 0,0378 0,0850 0,2211 0,1659 0,6637 0,0553 0,2211
70 CU 0,0904 0,2035 0,5299 0,0303 0,0682 0,1766 0,1325 0,5299 0,0441 0,1766
95 CU 0,0754 0,1696 0,4397 0,0253 0,0569 0,1465 0,1099 0,4397 0,0366 0,1465
4.16.8O cálculo da queda de tensão em baixa tensão com condutores isolados deve ser efetuado utilizando-
se os coeficientes unitários de queda de tensão padronizados nesta norma, conforme o quadro seguinte:
Valores Unitários de Queda de Tensão em BT para 100 kVA x m – Condutores Isolados
Tensão 220/127 Volts 380/220 Volts 254/127 V 440/220 V
Nº fase 3F 2F 1F 3F 2F 1F 2F 1F 2F 1F
Mult 25 0,2390 0,6129 1,4342 0,0801 0,1802 0,4779 0,3585 1,4342 0,1195 0,4779
Mult 35 0,1816 0,4086 1,1897 0,0609 0,1369 0,3631 0,2724 1,1897 0,0908 0,3631
Mult 50 0,1356 0,3052 0,8141 0,0455 0,1023 0,2713 0,2035 0,8141 0,1356 0,2713
Mult 70 0,0970 0,2182 0,5820 0,0325 0,0731 0,1939 0,1455 0,5820 0,0485 0,1939
Mult 120 0,0621 0,1396 0,3725 0,0208 0,0468 0,1241 0,0931 0,3725 0,0310 0,1241
35 1kV 0,1772 0,2638 0,7036 0,0393 0,0884 0,2345 0,1759 0,7036 0,0586 0,2345
50 1kV 0,0860 0,1935 0,5163 0,0288 0,0649 0,1721 0,1291 0,5163 0,0430 0,1721
70 1kV 0,0649 0,1461 0,3896 0,0218 0,0490 0,1298 0,0974 0,3896 0,0325 0,1298
95 1kV 0,0471 0,1060 0,2827 0,0158 0,0355 0,0942 0,0707 0,2827 0,0236 0,0942
120 1kV 0,0426 0,0959 0,2557 0,0143 0,0321 0,0852 0,0639 0,2557 0,0213 0,0852
150 1kV 0,0364 0,0819 0,2184 0,0122 0,0274 0,0728 0,0546 0,2184 0,0182 0,0728
240 1kV 0,0273 0,0614 0,1638 0,0091 0,0206 0,0546 0,0410 0,1638 0,0136 0,0546
4.16.9A demanda diversificada individual varia ao longo do circuito em função do número de unidades
existentes no trecho considerado;
4.16.10Deve ser aplicado o fator de coincidência de 0,85% para as quedas de tensão (∆V), dos diversos
componentes do sistema elétrico desde o barramento da subestação até o ponto de entrega;
4.16.11O valor de coincidência de 0,85% foi arbitrado com base em valores recomendados em literatura
circulante nas áreas de distribuição das concessionárias.
4.16.12As quedas de tensão momentâneas provocadas pelas “Cargas Perturbadoras”(Fornos a Arco,
Aparelhos de Solda, Aparelhos de Raios-X e Motores com Potência Superior a 2 cv por fase), devem ser
calculadas e comparadas com as quedas admissíveis em função da freqüência da ocorrência.
4.16.13As variações momentâneas de tensão estão limitadas pela curva abaixo e as quedas de tensão
admissíveis são calculadas pela expressão:
f
V
+
≤∆
3
15
% , onde ∆V% é a queda de tensão percentual
admissível e ƒ é a freqüência da ocorrência por minuto.

Norma
VR01.02-01.001 3ª Edição 15/02/2011 21 de 75
4.16.14Os limites de variações momentâneas de tensão foram estudados inicialmente pelo IEEE - Institute
of Electrical and Electronics Engineers, Inc., e posteriormente incorporados às concessionárias de energia
elétrica com algumas aproximações.
4.16.15As variações momentâneas recomendados para as redes da Coelba devem obedecer às limitações
das curvas do gráfico abaixo:
4.16.16O dimensionamento dos condutores do circuito secundário deve ser feito com base na corrente
admissível do condutor, na queda de tensão considerando-se os pontos de ligação das cargas e nos
condutores padronizados;
4.17Dimensionamento da rede primária
4.17.1O dimensionamento dos circuitos primários deve ser efetuado com base em levantamento de carga,
estimativa de demanda e bitolas padronizadas para os condutores.
4.17.2Em caso de redes bifásicas a carga instalada ao longo da rede não deve superar 138 kVA na tensão
de 13,8 kV ou 345 kVA na tensão de 34,5 kV visando reduzir os problemas provocados pelo desequilíbrio.
4.17.3 O cálculo da queda de tensão na rede primária e o ajuste da proteção para cargas superiores a
112,5 kVA devem ser calculados com o auxílio dos coeficientes padronizados conforme quadro seguinte ou
simulando-se o sistema por programas computacionais de fluxo de carga, a partir dos seguintes limites:
a) Cargas instaladas a distâncias superiores a 10 km na tensão de 13,8 kV;
b) Cargas instaladas a distâncias superiores a 20 km na tensão de 34,5 kV;
c) Motores elétricos com potência superior a 30 cv. (22 kW);
d) Redes primárias MRT com qualquer carga.
4.17.4Os coeficientes unitários padronizados para a queda de tensão na rede primária constam do seguinte
quadro:
Coeficientes Unitários de Queda de Tensão Em AT
Condutores de Alumínio CA Condutores de Cobre
Bitola AWG 11.9 kV 13,8 kV 34,5 kV Bitola mm² 11.9 kV 13,8 kV 34,5 kV
4 CAA 1,17 0,88 0,14 16 mm² 0,92 0,72 0,115
2 CA 0,82 0,56- 0,09 25 mm² 0,65 0,49 0,078
1/0 CA 0,59 0,45 0,071 35 mm² 0,51 0,38 0,061
2/0 CA 0,43 0,32 0,052 70 mm² 0,31 0,23 0,037
4/0 CA 0,31 0,28 0,038 95 mm² 0,26 0,196 0,032
Lim ite de Aceitação de O scilações
1,6
1,3 1,1
0,85 0,7 0,6
2,7
2,3
1,9
1,6
1,3 1,1
5,1
4,5
3,9
3,3
2,8
2,3
0
1
2
3
4
5
6
1 2 5 10 20 50
N º de O scilações por m inuto
%deQuedadeTernsão
P ercepção
A ceitável
M áxim o

Norma
VR01.02-01.001 3ª Edição 15/02/2011 22 de 75
Coeficientes Unitários de Queda de Tensão Em AT
Condutores de Alumínio CA Condutores de Cobre
Bitola AWG 11.9 kV 13,8 kV 34,5 kV Bitola mm² 11.9 kV 13,8 kV 34,5 kV
336,4 CA 0,24- 0,18 0,028 120 mm² 0,217 0,164 0,026
Nota; Os valores se referem a 1MVA x km com espaçamento equivalente de 1,24 m
4.18Proteção
4.18.1Os transformadores devem ser protegidos contra sobre correntes através de fusíveis dimensionados
conforme seguinte quadro:
Elos Fusíveis para Transformadores de Distribuição
Tensão 11,9 kV Tensão 13,8 kV Tensão 34,5 kV
3Φ-3Fios 2Φ-2Fios 1Φ-MRT 3Φ-3Fios 2Φ-2Fios 1Φ-MRT 3Φ-3Fios 2Φ-2Fios 1Φ-MRT
Pot.
kVA
11,9 kV 11,9 kV 6,8 kV 13,8 kV 13,8 kV 7,9 kV 34,5 kV 34,5 kV 19,9 kV
3 - 0,5 H 0,5 H - 0,5 H 0,5 H - 0,5 H 0,5 H
5 0,5 H 0,5 H 0,5 H 0,5 H 0,5 H 0,5 H 0,5 H 0,5 H 0,5 H
7,5 - 0,5 H 0,5 H - 0,5 H 0,5 H - 0,5 H 0,5 H
10 0,5 H 0,5 H 1,0 H 0,5 H 0,5 H 1 H 0,5 H 0,5 H 0,5 H
15 0,5 H 1 H 2 H 0,5 H 0,5 H 2 H 0,5 H 0,5 H 0,5 H
25 - 2 H 5 H - 1 H 3 H - 0,5 H 1 H
30 1 H 2 H 5 H 1 H 2 H 5 H 0,5 H 0,5 H 1 H
37,5 - 3 H 6 K - 3 H 5 H - 0,5 H 2 H
45 2 H - - 2 H - - 0,5 H - 2 H
75 5 H - - 3 H - - 1 H - -
112,
5
5 H - - 5 H - - 2 H - -
150 6 K - - 6 K - - 2 H - -
NOTAS:
- Esta tabela foi projetada para atender transformadores com até três horas de pico de demanda.
- Caso o pico de demanda ultrapasse três horas, considerar um elo com capacidade maior.
- Caso haja queima do elo por sobrecarga ou por características de certas cargas existentes (motores,
aparelhos de solda elétrica, etc.), deve ser analisada a necessidade de aumentar a potência do
transformador ou, substituir o elo por outro de maior capacidade
4.18.2A coordenação do elo fusível do transformador com o elo de retaguarda do circuito primário pode ser
desprezada quando o elo de retaguarda resultar num valor muito elevado.
4.18.3No caso acima deve ser dada prioridade à proteção do equipamento e sacrificar-se à seletividade
entre os elos fusíveis protegidos.
4.18.4Os transformadores de distribuição com potência nominal inferior a 75 kVA e os de 75 kVA com
tensão secundária 380/220 V devem ser protegidos por disjuntores na baixa tensão se a rede secundária
utiliza condutores nus e existir razoável probabilidade de avarias provocadas por curtos circuitos na baixa
tensão ou por ligações irregulares.
4.18.5Nos transformadores protegidos por elo fusível e disjuntor termomagnético deve-se assegurar que o
elo fusível opere apenas na ocorrência de defeito interno no transformador ou externo a montante da caixa
de proteção.
4.18.6Para que haja coerência na proteção, a curva de tempo mínimo de fusão do elo fusível deve ficar
acima da curva de tempo do disjuntor, para todos os valores de corrente de curto-circuito e sobrecarga
dentro da zona de proteção do disjuntor.

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4.18.7A aplicação da proteção no secundário de transformadores de distribuição deve ser precedida de
balanceamento de fases e medições de carregamento específicas.
4.18.8A proteção do secundário não introduz restrições à capacidade de carga do transformador,
permitindo-o liberar a máxima potência possível sem exceder limitações térmicas de projeto ou causar
danos na instalação.
4.18.9O disjuntor deve ser tripolar para transformadores trifásicos e monopolar para transformadores
monofásicos. A caixa do disjuntor deve ser colocada o mais próximo possível do transformador,
preferencialmente no terceiro furo abaixo da baixa tensão, quando de postes duplo T.
4.18.10A corrente nominal do disjuntor é definida, conforme a tabela abaixo, em função da potência do
transformador, da tensão do secundário, e do número de fases do transformador.
Dimensionamento do Disjuntor de Baixa Tensão dos Transformadores
3Φ-220/127 V 3Φ-380/220 V 1Φ-254/127 V 1Φ440/220 V 1Φ220 VPotência
do Trafo. Disjuntor Nominal Disjuntor Nominal Disjuntor Nominal Disjuntor Nominal Disjuntor Nominal
5 kVA - - 25 10 25
10 kVA - - 40 32 50
15 kVA 50 25(*) 63 50 80
25 kVA - - 125 80 -
30 kVA 100 50 - - -
37,5 kVA - - 175 125 -
45 kVA 150 80 - - -
75 kVA - 150 - - -
4.18.11Os disjuntores devem ser acondicionados em caixa de policarbonato com espessura mínima de
3,0mm na cor cinza, ou de fibra de vidro coberta com resina de poliéster, com tratamento contra intempéries
e espessura de 5,0 ± 0,5mm.
4.18.12A proteção da rede primária deve ser feita por religa dores, chaves fusíveis ou seccionalizadores,
precedidos por consulta ao estudo de coordenação da proteção.
4.18.13Em princípio os circuitos troncos de alimentadores não devem possuir equipamentos de proteção
em série com os equipamentos das subestações.
4.18.14A proteção através de chaves fusíveis deve ser utilizada nos seguintes casos:
a) Pontos de derivação com Demanda Média Futura inferior a 25 A;
b) Na proteção primária de transformadores de distribuição;
c) Na proteção primária de banco de capacitores de distribuição até 600 KVAR;
d) Como derivação intermediária a cada 6 km de trecho contínuo quando o número de chaves em
série não ultrapassar a três.
4.18.15A coordenação de elos fusíveis tendo-se em vista os parâmetros elétricos das redes da Coelba
somente é viável para três chaves fusíveis em série e em caso especiais quatro chaves fusíveis.
4.18.16A instalação de mais que três chaves fusíveis em série somente é permitida mediante estudo
especial de proteção aprovado pela área de planejamento
4.18.17Os valores das correntes características dos elos fusíveis que devem subsidiar o estudo para
dimensionamento da proteção da rede primária, estão relacionados no quadro seguinte:

Norma
VR01.02-01.001 3ª Edição 15/02/2011 24 de 75
Característica das Correntes em Ampères nos Elos Fusíveis
Código dos Elos IMF - mínima de fusão IMI - máxima de interrupção IMD - máxima admissível
* 0,5 H 1,50 1,80 1,31
* 1 H 2,50 3,30 2,18
* 2 H 2,50 4,30 3,60
* 3 H 4,70 5,90 4,11
* 5 H 7,40 9,20 6,48
* 6 K 12,00 14,40 10,50
* 8 K 15,00 18,00 13,13
* 10 K 19,50 23,40 15,00
* 12 K 25,00 30,00 20,00
* 15 K 31,00 37,20 25,00
* 20 K 39,00 47,00 33,00
* 25 K 50,00 60,00 40,00
* 30 K 63,00 76,00 45,00
* 40 K 80,00 96,00 60,00
50 K 101,00 121,00 75,00
65 K 128,00 153,00 97,00
80 K 160,00 192,00 120,00
100 K 200,00 240,00 150,00
140 K 310,00 372,00 210,00
200 K 480,00 576,00 300,00
Observação: O IMD foi levantado em laboratório
4.18.18O elo fusível protegido deve coordenar com o elo fusível protetor para o valor de máxima corrente de
curto-circuito no ponto de instalação do elo protetor.
4.18.19Na pior situação o elo fusível protegido deve coordenar com o elo fusível protetor para a corrente de
curto-circuito fase-terra mínima no ponto de instalação do elo protetor. (sistema trifásico a três fios).
4.18.20A corrente nominal do elo fusível deve ser no máximo 1/4 da menor corrente de curto-circuito fase-
terra mínimo, no fim do trecho por ele protegido.
4.18.21A corrente nominal de um elo fusível deve ser no máximo 2/3 da corrente correspondente à
demanda máxima, medida ou avaliada no ponto considerado, para pico de demanda de até três horas.
4.18.22A corrente nominal do elo fusível deve ser igual à corrente correspondente à demanda máxima para
pico de demanda com duração acima de três horas. O valor da demanda a considerar engloba as correntes
resultantes de manobra, quando for o caso.
4.18.23Os elos fusíveis das derivações devem ser dimensionados tomando-se com base a corrente da
demanda máxima admissível, a qual deve ser igual ou maior que a corrente da demanda máxima futura.
4.18.24No dimensionamento de elos fusíveis deve ser observado que o elo fusível protegido deve
coordenar com o elo fusível protetor para o valor da máxima corrente de curto-circuito ou para a corrente de
curto-circuito fase-terra mínimo no ponto de instalação do elo protetor (sistema trifásico a três fios).
4.18.25A coordenação de fusíveis deve ser efetuada utilizando-se os elos preferenciais 6K, 10K, 15K, 25K e
40K, com base nas curvas características dos elos, ou nos resumo dos do quadro seguinte.
4.18.26Os valores do quadro abaixo indicam as máximas correntes de curto-circuito para as quais os elos
coordenam.
Coordenação de Elos Fusíveis Tipo K
Elo Protetor Elo Fusível Protegido

Norma
VR01.02-01.001 3ª Edição 15/02/2011 25 de 75
8 K 10 K- 12 K 15 K 20 K 25 K 30 K 40 K
6K 190 A 350 A 510 A 650 A 840 A 1060 A 1340 A
8 K 210 A 440 A 650 A 840 A 1060 A 1340 A
10 K - 300 A 540 A 840 A 1060 A 1340 A
12 K - - 320 A 710 A 1050 A 1340 A
15 K - - - 430 A 870 A 1340 A
20 K - - - - 500 A 1100 A
25 K - - - - - 660 A
Coordenação para Elos Fusíveis K e H
Elo Fusível Protegido
Elo Protetor
8 K 10 K 12 K 15 K 20 K 25 K 30 K 40 K
1 H 125 A 280 A 380 A 510 A 650 A 840 A 1060 A 1340 A
2 H - 45 A 220 A 450 A 650 A 840 A 1060 A 1340 A
3 H - 45 A 220 A 450 A 650 A 840 A 1060 A 1340 A
5 H - 45 A 220 A 450 A 650 A 840 A 1060 A 1340 A
4.18.27A instalação de elos fusíveis superiores a 25 K em derivações depende de estudo de coordenação
especial efetuado pela unidade de planejamento.
4.18.28Em derivações protegidas por chaves fusíveis devem ser utilizados os materiais padronizados
conforme do quadro seguinte:
Materiais para Instalação de Chaves Fusíveis
Descrição Código
Conector Estribo Al IMP Dep.cabo
Grampo de Linha Viva Br 95/50 2415006
Cabo Nu Cobre 25 mm2 2203016
Elo Fusível 36,2kV Dep.Carga
Chave Fus 15,0KV 100A 10,0kA 0530010
Chave Fusível Dist.38,0kV 100A 5,0kA 0531005
4.18.29Os bancos de capacitores com potência superior a 600 KVAR devem ser operados através de 03
(três) chaves unipolares a vácuo de 200 A, código do SAP 0560001 montadas conforme padrão específico,
4.18.30 Os bancos de capacitores de até 600 KVAR devem ser protegidos por chaves fusíveis cujos elos
devem obedecer ao quadro seguinte:
Chaves Fusíveis para Banco de Capacitores
Potência do Banco 11,9 kV 13,8 kV 34,5 kV
300 kVAr - (células de 100) Mín 15 K – máx 25 K Mín 15 K – máx 25 K Mín 10 K – máx 25 K
600 kVAr - (células de 200) Mín 30 K – máx 65 K Mín 30 K – máx 65 K Mín 12 K – máx 65K
4.18.31 Entradas subterrâneas para edificações de uso coletivo ou ramais de ligação destinados a clientes
do grupo A devem ser interligados à rede aérea através de chaves fusíveis de 100 A com elos de 25 K se a
carga instalada for inferior ou igual a 500 kVA.
4.18.32. Entradas subterrâneas para edificações de uso coletivo ou ramais de ligação destinados a clientes
do grupo A devem ser interligados à rede aérea através de chaves fusíveis de 100 A com elos de 40 K se a
carga instalada estiver compreendida entre 500 e 1000 kVA.
4.18.33Entradas subterrâneas para edificações de uso coletivo ou ramais destinados a clientes do grupo A
devem ser interligados à rede aérea através de chaves facas se a demanda máxima superar 40 A.
4.18.34Em rede nua devem ser utilizados isoladores de porcelana tipo pino ou pilar;

Norma
VR01.02-01.001 3ª Edição 15/02/2011 26 de 75
4.18.35Os isoladores instalados nas estruturas de RDU devem seguir o estabelecido no quadro abaixo
Padronização de Isoladores para Redes de Distribuição
Tipo de Rede Material Descrição Código
Porcelana (Orla) Isolador pilar 150kV 2314002
Porcelana (Normal) Isolador pino porcelana 2310007Rede nua classe 15 kV
Composto polimérico Isolador de suspensão 2322005
Rede nua classe 36,2 kV Porcelana Isolador pilar 170kV 2314001
4.18.36Os pára-raios da rede primária devem ser dimensionados conforme quadro seguinte:
Pára Raios Recomendados para Redes de Distribuição
Tensão Nominal do Sistema Descrição do pára-raios- Código do SAP
11,95 kV Pára-raios RD 12,0 kV 10 kA 0400025
4.18.37Em áreas urbanas com predominância de edificações horizontais devem ser instalados pára-raios
em todos os transformadores.
4.18.38Em áreas com predominância de edificações verticais, não devem ser instalados pára-raios em
transformadores localizados entre pára-raios adjacentes, cuja distância seja inferior a 500 m, em qualquer
direção da rede.
4.18.39Na rede urbana primária devem ser instalados pára-raios nos seguintes pontos:
a) Final de linha;
b) Em estruturas de conexão com redes subterrânea;
c) Nas estruturas de mudança do cabo nu para cabo protegido;
d) Nos reguladores de tensão, seccionalizadores e religadores, nos lados fonte e carga;
e) Em bancos de capacitores;
f) Em conjuntos de medição.
4.19Cálculo mecânico.
4.19.1As hipóteses de cálculo devem ser tomadas com base nas recomendações das NBR(s): 5433, 5434 e
5422, através das curvas recomendadas para a região Nordestes.
4.19.2Com a finalidade de reduzir o efeito das baixas temperaturas nas trações dos condutores e favorecer
trabalhos com “linha viva”, a flecha mínima a 5°C f oi limitada em 0,25 m.
4.19.3A distância mínima horizontal entre os pontos de fixação dos condutores na estrutura deve ser o
maior valor entre as soluções das equações: DuDh 01,022,0 += ou
DufDh 0076,037,0 +=
, e a
vertical o maior entre DuD 01,050,0 += ou 01 metro. (Du é igual à tensão em kV entre fases. NBR 5422);
4.19.4Para definição dos limites elétricos, foi considerado com modelo o poste de 11 metros com circuito
primário simples e espaçamento entre os condutores fase de 0,7 metros (Estrutura N1 ou N2).
4.19.5Em decorrência do modelo acima, os vãos máximos para os cabos nus ou protegidos nas tensões de
15 kV e 36,2 kV variam entre 60 e 80 m. As flechas máximas são 1,4 e 1,7 m respectivamente.
4.19.6O dimensionamento mecânico dos postes deve considerar que as estruturas são auto-portantes nas
condições climáticas mais desfavoráveis para a região:

Norma
VR01.02-01.001 3ª Edição 15/02/2011 27 de 75
a) Temperatura: Mínima = 5°C.
b) Temperatura Máxima = 50°C.
c) Vento máximo = 80 km/h na temperatura de 15°C.
d) Creep através do equivalente térmico de 5°C.
4.19.7No dimensionamento dos postes tipo DT em ângulo, deve ser considerada a variação do momento
resistente do poste em função do ângulo de aplicação dos esforços, conforme gráfico 3 (tres) do anexo III.
4.19.8As estruturas tipo N1 ou B1 (estruturas com cruzeta simples), devem ser utilizadas em trechos
tangentes ou com pequenos ângulos até os limites suportáveis pelos isoladores de pinos ou tipo pilar
informados na tabela após a seguinte.
4.19.9As estruturas N4 ou B4 devem ser utilizadas para ângulos até 60°, com qualquer condutor.
4.19.10As estruturas N3-3 e B3-3devem ser utilizadas para ângulos superiores a 60º e inferiores a 120º.
4.19.11Em redes urbanas não devem ser utilizadas estruturas N2 ou B2 montadas em postes DT devido à
dificuldade de dividir-se o ângulo da rede em dois ângulos iguais, cada qual em um dos isoladores de pino.
(Para que esta montagem seja possível as cruzetas necessitam ser instaladas na bissetriz do ângulo da
rede e consequentemente os postes DT devem ser instalados com uma face inclinada em ralação a linha do
meio fio), fato que praticamente inviabiliza a instalação de braços de iluminação pública.
4.19.12Em redes de distribuição urbana devem ser utilizadas cruzetas com seção transversal retangular ou
quadrada em concreto para situações normais, em madeira reflorestada ou polimérica quando situada em
região submetida a atmosfera com agressividade marinha.
4.19.13As estruturas primárias e secundárias foram padronizadas em função da furação dos postes DT,
cujos parafusos, cintas em casos de postes tipo R, e demais características necessários as montagens
estão nas figuras de 08 a 16 do anexo VI.
4.19.14As estruturas do tipo PL1, que utilizam os condutores com formação triangular, fixos em isoladores
pilar, presos diretamente nos postes, devem ser montadas em postes DT ou tipo R de no mínimo 12 m;
4.19.15A partir das condições atmosféricas estabelecidas pela ABNT, do padrão utilizado na empresa, dos
arranjos físicos recomendados e das características dos condutores foram calculadas as trações de projeto
que devem servir para dimensionamento das estruturas.
4.19.16A tração de projeto varia de acordo com o vão máximo previsto para a rede já que a flecha máxima
foi limitada em 1,4 metros visando atender aos espaçamentos entre os diversos componentes da estrutura e
às alturas mínimas para o solo previstas na ABNT.
4.19.17 Os vãos de 60 metros previstos para o cabo de alumínio, isolado para 1 kV, multiplexado, podem
ser utilizados em áreas rurais com baixa densidade de carga onde não é exigida luminosidade homogênea
ao longo da artéria.
4.19.18 O cabo multiplexado de 120 mm² não deve ser instalado em vãos maiores que 50 metros devido ao
pequeno valor da relação entre a tração de ruptura e a massa do cabo.
4.19.19Os circuitos principais, denominados de alimentadores, quando situados em área submetida à
atmosfera agressiva, devem ser projetados com cabos de cobre nu com seção de 95 mm²
4.19.20 O cabo de cobre nu com seção de 120 mm², devido à sua elevada massa somente deve ser
utilizado para interligação de equipamentos ou alimentadores passíveis de trabalhar com corrente superior a
400 Ampères.
4.19.21As trações de projeto e os vãos máximos permitidos para os condutores utilizados em redes urbanas
estão especificados no quadro abaixo.

Norma
VR01.02-01.001 3ª Edição 15/02/2011 28 de 75
Tração de Projeto em daN
Condutores Nus de Alumínio
Vão 4CAA 2CA 1/0CA 2/0CA 4/0CA 336,4
40m 68 daN 81 daN 115 daN 211 daN 319 daN
80m 129 daN 137 daN 232 daN 419 daN 637 daN
Condutores Nus de Cobre mm²
Vão 16mm2 25 mm² 35 mm² 70 mm² 95 mm² 120 mm²
40m 68 daN 98 daN 139 daN 265 daN 364 daN 485 daN
80m 134 daN 195 daN 279 daN 528 daN 726 daN 970 daN
Cabos Multiplexados de Alumínio (mm2) Isolados para 1 kV
Vão 1x25+1x25 2x35+1x35 3x35+1x135 3x50+ 50 3x70+1x70 3x120+1x70
40m 145 306 306 454 529 529
60m 145 313 313 454 529 Vão ≤ 50m
Cabos Singelos de Alumínio (mm²) Protegidos para Média Tensão
Vão 35 Al - 15kV 70 Al - 15kV 185 Al-15kV 70 Al - 35kV 120 Al - 35kV 185 Al - 35kV
40m 158 252 556 270 460 765
V=? V≤65m- 195 V≤70m - 309 Vão≤75m - 817 Vão≤50m - 270 Vão≤55m - 460 Vão≤60m - 765
Cabos de Alumínio (mm2) e Cordoalha - Rede Compacta com Espaçador
Vão 3x35- P15kV 3x70 - P15kV 3x185-P15kV 3x70 - P35kV 3x120 – P35kV 3x185 – P35kV
40m 735 790 1146
80m 809 1012 1184
Cabos de Alumínio (mm2) Multiplexados Isolados para 15 kV e Cordoalha CAL
Vão 3x35 – 20kV 3x70 – 20kV 3x185 – 20kV - - -
40m 368 412 683 - - -
4.19.22A estrutura N1 com isoladores tipo pino enroscados em pinos de aço de 100 daN, ou isoladores do
tipo pilar, fixos nas cruzetas através de parafusos prisioneiros para 300 daN, pode ser instalada em poste
tipo DT ou poste do tipo R, até os ângulos citados no quadro seguinte:
Ângulos Máximos nas Estruturas N1 em postes DT ou R
Material Vão básico de 40m Vão básico de 80m
Condutor Tração de
Projeto
Isolador de
Pino
Isolador
Pilar.
Tração de
Projeto.
Isolador de
Pino
Isolador
Pilar.
4 CAA 68 daN 60º 60° 129 daN 50° 60°
2 CA 81 daN 60° 60° 137 daN 47° 60°
1/0 CA 115 daN 57° 60° 232 daN 27° 60°
4/0 CA 211 daN 30° 60° 419 daN 18° 46°
Cabo de
Alumínio
336,4 CA 319 daN 20° 47° 637 daN 10° 30°
16mm² 68 daN 60° 60° 134daN 48° 60°
25mm² 98 daN 60° 60° 195 daN 33° 60°
35 mm² 139 daN 46° 60° 279 daN 23° 60°
70 mm² 265 daN 24° 47° 528 daN 12° 36°
95 mm² 364 daN 17° 54° 726 daN 8° 26°
Cabo de
Cobre
120mm² 485 daN 13° 40° 970 daN 6° 20°
4.19.23A estrutura PL1, utilizada em rede compacta com espaçadores, pode ser utilizada em ângulos até os
limites estabelecidos no quadro seguinte, cujo esforço resultante não pode exceder ao limite de resistência
do parafuso prisioneiro do isolador de pino, que é de 300 daN.
Ângulos Máximos nas Estruturas PL1 em postes DT ou tipo R na classe de 15 kV
Tipo do
Cabo
Seção do
Condutor
Vão básico de 40m Tr. Pj. Vão Máximo

Norma
VR01.02-01.001 3ª Edição 15/02/2011 29 de 75
Tr. Pj. Isol.Pino Isol. Pilar.
35 mm 158 daN 37° 60° 195 daN Vão até 65 metros
70 mm² 252 daN 25° 60° 309 daN Vão até 70 metros
Cabo Prot.
15 kV
Cabo Prot.
35 kV
4.19.24Limitadas pelo esforço dos pinos de aço, de maneira semelhante a do item anterior, as estruturas N2
com isoladores poliméricos ou de porcelana montadas em postes tipo R com as cruzetas na bissetriz do
ângulo, podem ser utilizadas até os ângulos máximos do quadro seguinte.
Ângulos Máximos nas Estruturas N2 em postes Tipo R
Material Vão básico de 40m Vão básico de 80m
Condutor
Tr. Pj. Isol.Pino Isol. Pilar.. Tr. Pj. Isol.Pino Isol. Pilar.
4 CAA 68 daN 60º 60° 129 daN 60° 60°
2 CA 81 daN 60° 60° 137 daN 60° 60°
1/0 CA 115 daN 60° 60° 232 daN 51° 60°
4/0 CA 211 daN 56° 60° 419 daN 27° 60°
Cabo de
Alumínio
336,4 CA 319 daN 36° 60° 637 daN 18° 60°
16mm² 68 daN 60° 60° 134daN 60° 60°
25mm² 98 daN 60° 60° 195 daN 60° 60°
35 mm² 139 daN 60° 60° 279 daN 42° 60°
70 mm² 265 daN 44° 60° 528 daN 21° 60°
95 mm² 364 daN 31° 60° 726 daN 15° 48°
Cabo de
Cobre
120mm² 485 daN 23° 60° 970 daN 12° 36°
4.19.25A estrutura PL2 com isoladores poliméricos ou de porcelana instaladas em postes tipo R, pode ser
utilizada em ângulo conforme quadro seguinte.
Ângulos Máximos na Estrutura PL2 instalada em poste tipo R
Vão básico de 40m
Ângulo Máximo
Tipo do
Cabo
Seção do
Condutor Tração de
Projeto Isol.Pino Isol. Pilar.
Tração de
Projeto
Vão Máximo
35 mm 158 daN 60° 60° 195 daN
70 mm² 270 daN 46° 60° 309 daN
Vão até 60 metrosCabo Prot.
15 kV
70 mm² 270 daN 28° 60° 309 daN
120 mm² 456 daN 20° 60° 456 daN
Cabo Prot.
35 kV
185 mm² 765 daN 16° 46° 817 daN
Vão até 60 metros
4.19.26A fundação normal para os postes devem ser efetuada conforme a figura 6 do anexo VI onde a
profundidade da cava é igual a 10% da altura do poste mais 60 centímetros.
4.19.27Deve ser projetada fundação especial conforme figura 7 do anexo VI, para postes com esforço
nominal a partir de 1000 daN ou postes de qualquer esforço nominal quando o solo não apresentar a
resistência mínima de 2.000 daN/m².
4.19.28 Os cabos protegidos, montados em cruzetas de 2,4 m ou na formação triangular, com isoladores
tipo pilar fixados diretamente no poste, devem ser tracionados conforme norma de montagem.
4.20Documentação do projeto.

Norma
VR01.02-01.001 3ª Edição 15/02/2011 30 de 75
4.20.1Todo projeto de expansão de Rede de Distribuição deve compor-se, no mínimo, dos seguintes
documentos:
a) Documento de origem (cópia do expediente);
b) Avaliação da carga;
c) Simulação do sistema atual;
d) Estudo de viabilidade para cargas a partir de 112,5 kVA.
e) Cálculo do carregamento dos transformadores envolvidos;
f) Cálculo de queda de tensão na rede secundária por transformador;
g) Cálculo mecânico dos postes de ângulo, fins de linha e travessias;
h) Licenças ambientais quando aplicáveis;
i) Projetos específicos para travessias quando aplicáveis;
j) Plantas do projeto executivo;
k) Orçamento do custo;
l) Cálculo do encargo de responsabilidade da Coelba e dos clientes envolvidos, quando aplicável.
4.20.2Projetos de reforma para atender níveis de tensão da ANEEL devem compor-se dos seguintes itens:
a) Planta contendo o levantamento da rede objeto do projeto da reforma na escala 1:1000;
b) Histórico de consumo nos últimos seis meses das unidades consumidoras trifásicas envolvidas, ou:
c) Gráficos de tensão nos bornes dos transformadores, pontos mais afastados e mais desfavoráveis
d) Testes gráficos de corrente nos bornes dos transformadores.
e) Memorial descritivo e memorial de cálculo, quantificando os fatores aplicados na correção das
cargas, em decorrência de: sazonalidade, baixa tensão, menor diversidade de consumidores no novo
circuito e projeção da carga em função do crescimento vegetativo para o horizonte do projeto;
f) Cálculo da queda de tensão dos circuitos secundários existentes e projetados;
g) Análise da regulação da tensão do sistema primário na alimentação do transformador;
h) Planta contendo o projeto de melhoramento;
i) Cálculo mecânico dos postes em deflexão, fins de linha e travessias;
j) Relação dos materiais;
4.21Recomendações Gerais
4.21.1Redes próximas a aeroportos além das recomendações básicas de segurança devem observar os
seguintes aspectos específicos.
a) Antes de qualquer definição, é necessário solicitar licença ao Departamento de Aviação Civil – DAC.
b) Os limites verticais de aproveitamento conforme figura 17 do Anexo VI, divulgado pela portaria
1141/GM5 do Ministério da Aeronáutica, referem-se à cota do centro geométrico da pista, exceto as rampas
que se referem à cota da cabeceira da pista. Para os aeródromos que possuem duas ou mais pistas, este
plano é aplicado separadamente para cada pista.
c) As distâncias mínimas para construção de redes aéreas e iluminação nas proximidades da
cabeceira da pista e na transversal em relação ao eixo, devem ser conforme quadro seguinte.
Distâncias Mínimas para a Instalação de Rede Próxima a Aeroportos
Cabeceiras da Pista Transversal ao Eixo
Distância em metros Tipo de Rede Iluminação Tipo de Rede Iluminação
D≤250 Subterrânea Não permitida Subterrânea Não permitida
250 < D ≤ 600 Subterrânea Não permitida Rede Aérea Não permitida
600 < D≤ 750 Poste de 9 m Não permitida Rede Aérea Permitida
750 < D Poste de 11 m Permitida Rede Aérea Permitida
4.21.2Os projetos devem ser desenhados utilizando-se os padrões de desenho tipos A1, A2, A3 e A4,
obedecendo à simbologia e as escalas padronizadas pela concessionária.

Norma
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4.21.3Os projetos devem ser elaborados em plantas produzidas a partir de sistemas geo-referenciados,
preferencialmente em recorte da área selecionada diretamente do sistema centralizado de cadastro.
4.21.4Quando da elaboração de orçamentos para projetos devem ser previstos acréscimos de 3% no
quantitativo dos condutores primários e 5% no quantitativo de condutores secundários, para suprir perdas
com passagens e estribos.
4.21.5Os fatores de carga e de demanda, típicos utilizados nesta norma foram obtidos através de pesquisa
em várias concessionárias de distribuição da ABRADEE, cuja massa de dados da pesquisa está
relacionada na tabela 6 do anexo II.
4.21.6As estruturas e os postes padronizados neste documento disponibilizam uma faixa de 0,5 metros para
compartilhamento com as empresas de comunicação de acordo com o estabelecido pela ABNT, desde que
as ocupações e os esforços aplicados sejam informados conforme estabelece contratos específicos.
4.21.7Com exceção do estabelecido no item anterior, os postes da Coelba, instalados em via pública, ou em
faixa de servidão, destinados ao uso público, não devem ser utilizados como suporte para redes
particulares.
5.REFERÊNCIAS
NBR 15688 - Redes de distribuição aérea de energia elétrica com condutores nus
6.APROVAÇÃO
RICARDO JOSÉ BARROS VALENTE
Gerente do Departamento de Planejamento de Investimentos - EPI

Norma
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ANEXO I. RESISTIVIDADE E ESTRATIFICAÇÃO DO SOLO
MEMORIAL TÉCNICO 01 - MEDIÇÃO DE RESISTIVIDADE E ESTRATIFICAÇÃO DO SOLO
Para medição da resistividade do solo utiliza-se o método dos quatro pontos, método de Wenner, que
consiste na utilização do aparelho “MEGGER DE TERRA” de quatro ou cinco terminais ( C1, P1, C2, P2 e G
opcional ), conforme figura abaixo.
Método para cálculo da resistividade
a) Escolhe-se o ponto a ser medido (P) e a direção de alinhamento dos eletrodos
b) Efetua, em cada ponto, 5 medições, cada uma com afastamento diferentes entre os eletrodos. Os
espaçamentos (a) são: 2 m, 4 m, 8 m, 16 m e 32 m . Para cada espaçamento , enterre no solo (b) 20 cm de
cada eletrodo, nas posições indicadas na figura acima. Observe que os eletrodos devem ficar alinhados na
direção escolhida e o ponto P não deve ser alterado ao se mudar o espaçamento. Conforme figura abaixo.
Uma forma prática de marcar a posição em que são enterrados os eletrodos é utilizar duas trenas, fazendo
os zeros das mesmas coincidirem com o ponto P e alinhando-as na direção escolhida. Depois, basta ir
deslocando os eletrodos conforme cada espaçamento, lembrando sempre que os eletrodos adjacentes ao
ponto P, distam a/2 dele.

Norma
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c) Para cada espaçamento, faça a medição ajustando o potenciômetro e os multiplicadores do megger
até que o galvanômetro indique “zero”. O valor lido no aparelho tem a dimensão de resistência. Preencha
uma tabela conforme modelo seguinte:
Medição da Resistividade do Solo
Espaçamento (a)=(metros) Resistência (R)=(ohms) Fator K Resistividade(ρ)=(ohm x m)
2 12,78
4 25,24
8 50,32
16 100,6
32 201,1
R – É o valor da resistência lido no megger
O valor da resistividade se obtém multiplicando-se o valor R pelo fator K
Quando forem realizadas medições para mais de um ponto P, como no caso de determinação de
resistividade do solo de uma localidade, calcula a média aritmética das resistências encontradas para cada
espaçamento adotado e preenche a tabela para estas resistências médias. Caso, para algum dos
espaçamentos, a resistência apresente um desvio em módulo superior a 50 % em relação à média, o ponto
deve, temporariamente, ser desprezado e nova verificação ser feita com os pontos restantes.
Estratificação do Solo
Utiliza os valores de resistividade (ρ ) obtidos na TABELA, para cada espaçamento, como dados de entrada
para o programa “Estratificação do Solo”. O programa fornece uma estratificação do solo conforme figura
abaixo. O número de camadas obtidas na estratificação depende das características do solo.
Dimensionamento do Sistema de Aterramento Resultante
A partir dos valores obtidos na estratificação do solo (p1, d1, p2, d2,) e, utilizando o Programa “TERRA”,
calcula o valor da resistência de aterramento de uma haste padronizada (2400 mm x 16 mm).
Caso a utilização de uma única haste não seja suficiente, de forma a obter-se o valor desejado da
Resistência de aterramento, projeta uma malha de terra.
Utiliza inicialmente uma malha de terra na configuração hastes alinhadas interligadas por cabo de aço
cobreado. Utiliza no máximo 6 hastes espaçadas de 3 metros nesta configuração.
Caso, ainda assim, não se obtenha o valor desejado, utiliza uma configuração retangular de comprimento
igual ao máximo obtido na configuração anterior e largura, no mínimo igual a 3 m. conforme figura seguinte

Norma
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Medição da Resistência de Aterramento Resultante
Efetua as medições de resistência de aterramento, utilizando um megger de terra de quatro ou cinco
terminais. Para obter resultados confiáveis, o aparelho utilizado deve ser de corrente alternada e possuir
um filtro para eliminação de correntes de interferências. Verifica se estão disponíveis as informações sobre
a dimensão e a configuração do sistema de aterramento a ser medido e procede conforme a seguir:
a) Caso sejam conhecidas as dimensões e configuração do sistema de aterramento a ser medido,
verifica qual a maior dimensão do sistema de aterramento, e com este valor na tabela abaixo, determina o
valor de “D” e “X” a serem utilizados na medição. O valor de “D” depende das dimensões e configuração do
sistema de aterramento a ser medido. A resistência real do aterramento se dá quando a distância entre o
terra a ser medido e o eletrodo de potencial (X) é de 61,8% da distância entre o terra a ser medido e o
eletrodo de corrente (D), ou seja, “X” = 0,618 x “D”.
Configuração do Sistema de Aterramento
Número de
Hastes
Distância do terra a ser medido ao
eletrodo de potencial: X (m)
Distância do terra a ser medido
ao eletrodo de corrente: D (m)
1 16,1 26
2 21,0 34
3 24,5 40
4 27,5 45
5 30,0 48
6 32,5 52
7 34,5 56
8 36,5 59
9 38,0 62
10. 40,0 65
11 41,5 67
12 42,5 69
NOTA:
As distâncias de “X” e “D” da tabela acima são valores mínimos para se obter um valor de resistência de
aterramento com erro razoável. Portanto, podem-se utilizar distâncias maiores que as tabeladas, porém,
nunca menores, sob o risco de se ter erros inaceitáveis.
b) Desconecta a malha de terra do sistema energizado
c) Localiza o aparelho “Megger” próximo ao sistema de aterramento a ser medido e efetua as ligações
conforme instruções abaixo:
d) Conecta os terminais de corrente “C1” e de potencial “P1” entre si e liga ao sistema de aterramento
a ser medido.
e) Liga o terminal de potencial “P2” a um eletrodo cravado no solo, a uma distância “X” do sistema de
aterramento, o qual é chamado eletrodo de potencial ou móvel. – Observe-se que o eletrodo de potencial e
o terra auxiliar, descritos no subitem “c” abaixo, devem formar uma linha reta com o sistema de aterramento
a ser medido.
f) Liga o terminal de corrente “C2” a um eletrodo cravado no solo a uma distância “D” do sistema de
aterramento, o qual é chamado eletrodo de corrente ou terra auxiliar. Monta o terra auxiliar com uma ou
mais hastes metálicas de aproximadamente 0,50 m, cravadas firmemente no solo em local úmido e livre de
pedras e cascalhos. Caso o solo no local esteja muito seco, pode ser adicionado ao terra auxiliar água ou
solução de água e sal.
g) Efetua a leitura da resistência da malha de terra.

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