CENTRO FEDERAL DE EDUCAÇÃO TECNOLÓGICA DO PARANÁ
CURSO DE ENGENHARIA INDUSTRIAL ELÉTRICA – ÊNFASE EM
ELETROTÉCNICA
ESTUDO COMPARATIVO TÉCNICO/FINANCEIRO ENTRE LINHAS DE
TRANSMISSÃO AÉREAS E SUBTERRÂNEAS, EM GRANDES CENTROS
URBANOS
CURITIBA
2003
DALTON HAICK PIERDONÁ
MARCELO ALVARES FERNANDES
ONEIL SCHLEMMER
VALMIR TERLUK
ESTUDO COMPARATIVO TÉCNICO/FINANCEIRO ENTRE LINHAS DE
TRANSMISSÃO AÉREAS E SUBTERRÂNEAS, EM GRANDES CENTROS
URBANOS
Projeto Final de Graduação do Curso de
Engenharia Elétrica ênfase Eletrotécnica do
Centro Federal de Educação Tecnológica do
Paraná, apresentado como requisito parcial para
obtenção do título de Engenheiro Eletricista.
Professor orientador: Ayrton Roberto Lopes.
Professor co-orientador: Jorge Carlos Guerra.
CURITIBA
2003
DALTON HAICK PIERDONÁ
MARCELO ALVAREZ FERNANDES
ONEIL SCHLEMMER
VALMIR TERLUK
ESTUDO COMPARATIVO TÉCNICO/FINANCEIRO ENTRE LINHAS DE
TRANSMISSÃO AÉREAS E SUBTERRÂNEAS, EM GRANDES CENTROS
URBANOS
Este Projeto Final de Graduação foi julgado e aprovado como requisito parcial para
obtenção do título de Engenheiro Eletricista pelo Centro Federal de Educação
Tecnológica do Paraná.
Curitiba, 27 DE FEVEREIRO DE 2003.
______________________________
Prof. Carlos Alberto Dallabona
Coordenador de Curso
Engenharia Industrial Elétrica - Eletrotécnica
______________________________
Prof. Paulo Sérgio Walenia
Coordenador de Projeto Final de Graduação
Engenharia Industrial Elétrica - Eletrotécnica
______________________________
Prof. Ayrton Roberto Lopes
Orientador
______________________________
Prof. Jorge Carlos Guerra
Co-orientador
______________________________
Prof. Antonio Carlos Pinho
Banca 1
______________________________
Prof. Carlos Henrique Karam Salata
Banca 2
II
DEDICATÓRIA
O presente trabalho é dedicado aos nossos pais,
professores, colegas de turma e de trabalho que
sem dúvida nenhuma elevaram o nível deste e nos
apoiaram nos momentos difíceis e nas
madrugadas passadas em claro, estudando,
pensando ou escrevendo não só durante a
confecção deste, mas em todo o período de
estudos de nossa Engenharia.
III
AGRADECIMENTO
Agradecemos
primeiramente
aos
nossos
orientadores Ayrton Roberto Lopes e Jorge Carlos
Corrêa Guerra, que nos auxiliaram para que o
trabalho saísse na direção correta, ao idealizador
Danilo Rosset e aos prezados Rubens Campos e
Aloísio Lima da Pirelli Energia e ao Doutor Jorge
Tamioka que nos atenderam prontamente para
solucionar qualquer dúvida que tivéssemos.
Também agradecemos a CELESC – Centrais
Elétricas de Santa Catarina na pessoa dos
Senhores José Neto da Silva e Ronaldo Quinaut.
Ao A Solluz Construções Técnicas representadas
pelos Senhores José Inácio Drosdoski e André
Dolinsk Campos.
IV
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS................................................................................................ VII
LISTA DE TABELAS ................................................................................................ IX
RESUMO.................................................................................................................... X
1
PROPOSTA DE TRABALHO ...........................................................................1
1.1
INTRODUÇÃO ..................................................................................................1
1.2
JUSTIFICATIVA ................................................................................................2
1.3
OBJETIVOS ......................................................................................................2
1.3.1 Objetivo Global..................................................................................................2
1.3.2 Objetivo Específico ...........................................................................................3
1.4
METODOLOGIA ...............................................................................................4
1.5
CRONOGRAMA................................................................................................5
2
LINHAS AÉREAS DE TRANSMISSÃO............................................................6
2.1
HISTÓRICO ......................................................................................................6
2.2
ASPECTOS CONSTRUTIVOS .......................................................................10
2.2.1 Condutores......................................................................................................11
2.2.2 Cabo de guarda ou pára raios.........................................................................11
2.2.3 Isoladores........................................................................................................11
2.2.4 Ferragens e acessórios...................................................................................12
2.2.5 Estruturas portantes ........................................................................................15
2.2.6 Aterramentos...................................................................................................15
2.2.7 Fundações ......................................................................................................16
2.3
CONFIABILIDADE ..........................................................................................16
2.4
MANUTENÇÃO...............................................................................................22
2.4.1 Manutenção preventiva ...................................................................................23
2.4.2 Manutenção Corretiva .....................................................................................26
2.5
ASPECTOS AMBIENTAIS E RISCOS ............................................................28
2.5.1 O Direito Ambiental .........................................................................................29
2.5.2 A Lei 9.605/98 .................................................................................................31
2.5.3 Metodologia para avaliação de riscos .............................................................35
2.5.4 Aplicação da metodologia ...............................................................................38
V
2.6
IMPACTOS VISUAIS ......................................................................................40
3
LINHAS SUBTERRÂNEAS DE TRANSMISSÃO...........................................42
3.1
HISTÓRICO ....................................................................................................42
3.1.1 Evolução das linhas de transmissão subterrâneas utilizando cabos tipo óleo
fluído ...............................................................................................................47
3.1.2 Método antigamente usado em larga escala para construção da Linha de
Transmissão Subterrânea ...............................................................................49
3.1.3 Evolução do nível de potência nas linhas de transmissão subterrâneas ........60
3.1.4 Manutenção dos cabos tipo óleo fluído e PIPE de transmissão subterrânea..63
3.2
ASPECTOS CONSTRUTIVOS .......................................................................69
3.2.1 Instalação de cabos Subterrâneos ..................................................................70
3.2.2 Métodos de Instalação ....................................................................................72
3.3
CONFIABILIDADE ..........................................................................................77
3.4
MANUTENÇÃO...............................................................................................78
3.4.1 Manutenção Preventiva...................................................................................78
3.4.2 Sistema de monitoração de defeitos em Linhas Subterrâneas – Manutenção
corretiva. .........................................................................................................80
3.5
ASPECTOS AMBIENTAIS E RISCOS ............................................................81
3.6
IMPACTOS VISUAIS ......................................................................................81
4
METODOLOGIA – ESTUDO DE CASO .........................................................82
4.1
LINHA DE TRANSMISSÃO 69 KV AÉREA JOINVILLE I – JOINVILLE V.......82
4.1.1 CONSTRUÇÃO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ............................................88
4.2
LINHA DE TRANSMISSÃO 69KV SUBTERRÂNEA .......................................92
4.2.1 Calculo da Bitola dos Cabos ...........................................................................97
5
RESULTADOS .............................................................................................100
6
CONCLUSÃO ...............................................................................................102
7
REFERÊNCIAS ............................................................................................104
8
ANEXOS .......................................................................................................109
VI
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Cronograma do projeto ...............................................................................5
Figura 2 –-Estruturas da LT de CA de Itaipu em 800kV..............................................9
Figura 3 – Principais elementos das linhas de transmissão ......................................10
Figura 4 – Isoladores a pino, linha até 69kV .............................................................12
Figura 5 – Cadeia de suspensão convencional.........................................................13
Figura 6 – Grampo de suspensão armado ................................................................13
Figura 7 – Grampo de tensão....................................................................................14
Figura 8 – Estruturas das LT de CC de +- 600kV, de Itaipu......................................15
Figura 9 – Linha de Transmissão derrubada em decorrência da ação do vento.......18
Figura 10 – Causas de ocorrência de falhas transitórias na linha Angelim II – Recife
II ...............................................................................................................21
Figura 11 – Número de desligamentos e taxa de falhas das LT’s da Copel .............22
Figura 12 – Inspeção aérea feita por helicóptero ......................................................24
Figura 13 – Manutenção em linha viva com método ao potencial.............................27
Figura 14 – Matriz de risco de impacto ambiental .....................................................38
Figura 15 – Detalhe da Praça Santos Dumont antes e após a chegada da rede
subterrânea ..............................................................................................41
Figura 16 – Linha de Transmissão instalada em um centro comercial......................41
Figura 17 – Cabos Cintados......................................................................................42
Figura 18 – Cabo Blindado ( 3 Condutores 2/0. 25kV)..............................................43
Figura 19 – Cabo a Gás (3 Condutores 500 000 CM, 25kV).....................................44
Figura 20 – Cabo “PIPE” ...........................................................................................45
Figura 21 – Componentes do Cabo do tipo Óleo Fluido (OF) ...................................46
Figura 22 – Cabo do tipo Óleo Fluido (OF) ...............................................................46
Figura 23 – Lajota sobre os cabos ............................................................................51
Figura 24 – Escavação para 2 circuitos utilizando cabos OF ....................................52
Figura 25 – Escavação para 1 circuito utilizando cabos OF......................................53
Figura 26 – Disposição das caixas de emendas para 2 circuitos utilizando cabos OF
.................................................................................................................55
VII
Figura 27 - Disposição das caixas de emendas para 1 circuitos utilizando cabos OF
.................................................................................................................56
Figura 28 – Caixa de proteção de emendas utilizando cabos OF .............................57
Figura 29 – Resfriamento Integral – Deformação do cabo com os circuitos de carga
.................................................................................................................61
Figura 30 – Protótipo do resfriamento lateral – seção típica .....................................62
Figura 31 – Resfriamento forçado – Potências transportáveis Cabo OF 400kV .......63
Figura 32 – Cabos em trifólio, em vala......................................................................71
Figura 33 – Cabos instalados em plano com blindagem cross-bonding ...................72
Figura 34 – Cabos em túneis fixados por braçadeiras ..............................................75
Figura 35 – Comparativo dos tipos de instalação......................................................77
Figura 36 – Sistema de monitoramento de cabo subterrâneo...................................79
Figura 37 - Circuito Duplo .........................................................................................85
Figura 38 - Dois Circuitos Simples ............................................................................86
Figura 39 - Comparação com um poste comum de distribuição ...............................87
Figura 40 – Comparação com um prédio local..........................................................88
Figura 41 - Escavação para 2 circuito utilizando cabos EPR ....................................95
Figura 42 – Cabo com isolação em EPR ..................................................................96
VIII
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Classificação de riscos e descrição.........................................................37
Tabela 2 - Riscos de acidentes na população próxima à Linha de Transmissão .....39
Tabela 3 – Dimensões empregadas para Valas........................................................58
Tabela 4 – Dimensões das Caixas de Emendas.......................................................58
Tabela 5 – Dimensões de “Manholes“ para Tanques de Alimentação ......................59
Tabela 6 – Gastos Mensais na construção da LTA...................................................91
Tabela 7 – Custo Global da LTS ...............................................................................92
Tabela 8 – Tabela de correção dos valores da LTA..................................................93
Tabela 9 – Custos de pessoal e equipamento na construção da LTS ......................98
Tabela 10 – Custo Global da LTS .............................................................................99
Tabela 11 – Quadro Resumo ..................................................................................101
IX
RESUMO
Este trabalho apresenta um estudo comparativo entre linhas de transmissão
aéreas e subterrâneas em grandes centros urbanos, para tal realizamos um estudo
de caso na Linha 69kV Joinville I- Joinville V , empreendimento concluído em abril de
2002.
O capítulo 1 apresenta nossa proposta de trabalho no início deste projeto,
contendo justificativas, bem como nossa proposta para a metodologia aplicada,
estabelecendo objetivos para o presente trabalho e apresentando um cronograma
de execução.
Os capítulos 2 e 3 tratam-se de um referencial teórico, nosso objetivo ao
apresentar estes capítulos é dar um embasamento aos leitores sobre linhas aéreas
e subterrâneas de transmissão para posteriores conclusões sobre vantagens e
desvantagens num comparativo. Os aspectos avaliados são:
•
Histórico
•
Aspectos construtivos
•
Confiabilidade
•
Manutenção
•
Aspectos Ambientais e Riscos
•
Impacto Visual
No capítulo 4, apresentamos nosso estudo de caso propriamente dito, onde o
primeiro passo foi obter o projeto da linha aérea de Joinville de 69kV, em cima deste
e em consulta a órgãos municipais e empresas especializadas, fizemos nosso
projeto da linha subterrânea. Chegamos a posterior conclusão que o melhor custobenefício para a execução seria uma linha mista (aérea + subterrânea). O capítulo
também mostra as etapas e dificuldades da construção da linha aérea em Joinville.
Também neste estão discriminados custos da linha subterrânea e aérea.
O capítulo 5 mostra os resultados de nosso estudo, num quadro comparativo,
abordando os mesmos aspectos dos capítulos 2 e 3.
X
Finalmente montamos nossa conclusão com base nos resultados e nas
expectativas do início do projeto e comentamos sobre futuros trabalhos e projetos
relacionados a linhas de transmissão subterrâneas.
Nos anexos constam fotos da linha de transmissão em estudo de Joinville,
traçados e fotos das linhas utilizando cabos isolados a seco e cabos isolados a óleo
fluído que alimentam a ilha de Florianópolis.
XI
1
1.1
PROPOSTA DE TRABALHO
INTRODUÇÃO
Devido ao contínuo e inevitável crescimento das grandes cidades, e como
conseqüência disto o aumento progressivo da carga energética nestes centros
urbanos, cada vez mais será necessário ter uma eficiente e compatível demanda de
energia e portanto um sistema eficiente de transmissão de energia.
Como estes lugares se tornam densamente povoados, a implantação de
linhas de transmissão (LT´s) aéreas urbanas tornam-se cada vez mais caras e
difíceis do ponto de vista técnico e também pelo evidente impacto visual causado por
estas LT´s. Com isso, surgem dúvidas sobre a viabilidade técnica / financeira,
quanto à implantação de linhas de transmissão com tensões iguais ou superiores a
69 kV de forma subterrânea, dentro destes centros urbanos.
Para sanarmos estas dúvidas iremos efetuar um estudo comparativo entre
uma linha aérea urbana existente e uma possível linha subterrânea de mesmo porte
a ser projetada no mesmo trajeto, analisando assim as diferenças técnicas e de
preços entre estas duas formas de transmissão.
Em decorrência do aumento populacional em grandes centros urbanos, o
crescimento da demanda de energia elétrica, verificado em índices relativamente
altos, e a contínua elevação do crescimento de cargas na região central, forçando a
conduzir para esta área grandes potencias elétricas, surge então o problema de
como suprir estas estações transformadoras e distribuidoras com linhas de
transmissão que teriam de atravessar regiões densamente edificadas.
Dada a impossibilidade de abrir caminhos para a instalação de linhas aéreas
e o das dificuldades de remanejamento de subestações que estavam localizadas na
periferia das cidades, e em poucos anos passaram a ser englobadas devido a este
crescimento descontrolado, tornou-se inevitável achar uma outra solução. Esta
solução deveria apresentar caminhos alternativos para alocação dos cabos de
transmissão tendo em vista que a maneira tradicional, ou seja, com linhas de
transmissão aéreas necessitava um grande espaço físico reservado para colocação
das torres de transmissão. Além disso, acarretar menores riscos para a população e
2
maior confiabilidade. Pensando nisso e buscar a boa técnica ao melhor custo
possível é que se optou pela construção de linhas de transmissão subterrâneas.
1.2
JUSTIFICATIVA
Com a recente construção de uma LT 69 kV na cidade de Joinville – SC,
surgiram alguns questionamentos da população desta cidade, IPUJ (Instituto de
Planejamento Urbano de Joinvile) e SEINFRA (Secretaria de Infra-estrutura) sobre a
possibilidade de uma lei proibindo a construção de novas LT’s desta forma, na
cidade, e sobre a possibilidade de ser feita, como alternativa, linhas de transmissão
subterrâneas.
Ao pesquisarmos sobre este assunto, percebemos um grande déficit de
material sobre o assunto no mercado, por tratar-se se uma tecnologia pouco
empregada até o momento, o que acaba complicando na hora de uma negociação
entre a concessionária e a prefeitura local sobre a real possibilidade ou não de ser
feita uma LT subterrânea, devido à falta de estudos comparativos sobre este
assunto, e quando existem estes comparativos, estão incompletos e desatualizados,
não mais servindo como base para uma comprovação sobre o assunto. Por isso,
com este trabalho, pretendemos suprir parte desta falta de material sobre o assunto.
1.3
OBJETIVOS
1.3.1 Objetivo Global
Realizar um estudo comparativo entre uma LT 69 kV urbana, circuito duplo
em estrutura de concreto, situada na cidade de Joinville – SC e uma suposta linha
subterrânea de 69 kV, com as mesmas características da existente, para com isso
levantarmos a diferença de custos, vantagens, desvantagens e dificuldades técnicas
se esta linha fosse subterrânea.
3
1.3.2 Objetivo Específico
•
Levantar
os
posteriormente
dados
de
utilizá-los
projeto
no
da
LT
projeto
da
aérea
LT
existente
para
subterrânea,
e
paralelamente, contabilizar todos os custos para a implantação desta
linha aérea, para viabilizar o comparativo de preço entre as duas
formas de transmissão.
•
Analisar com os órgãos responsáveis, qual o melhor trajeto a ser
seguido (rua ou calçada) a fim de minimizar os danos e transtornos
causados a população e impedimentos legais/políticos em relação à
obra, assim como levantar junto à prefeitura, quais foram seus
principais problemas em relação à LT aérea.
•
Com base nos dados coletados até o momento, finalizar o estudo da
LT aérea, para posteriormente efetuar o comparativo com a LT
subterrânea.
•
Coletar dados técnicos sobre projetos de LT’s subterrâneas a fim de
projetarmos a nova LT, a partir dos dados da existente, que
supostamente irá substituir a mesma, e efetuar o projeto.
•
Com base mo projeto, pesquisar junto a fornecedores, construtores e
prestadores de serviço, os custos para uma possível implantação desta
LT subterrânea, e concluir o assunto para uma posterior análise.
•
Efetuar o comparativo de custo, entre as duas formas de Transmissão
e levantar as principais vantagens e desvantagens da LT subterrânea
em relação à aérea, assim como analisar as principais dificuldades
para implantar a LT Subterrânea, e, com base em todos os dados
levantados concluir o trabalho.
4
1.4
METODOLOGIA
Para efetuarmos este trabalho, pretendemos realizar um estudo de caso com
uma linha existente (circuito duplo/estruturas de concreto/hm=23m), dentro da
cidade de Joinville.
Em um primeiro momento analisaremos a LT existente, coletando dados de
projeto, juntamente com levantamento de custos a fim de realizar um comparativo
doravante.
Como o projeto encontra-se em uma área urbana, será necessário um
levantamento junto à prefeitura desta cidade para sabermos as limitações e
impedimentos legais e possíveis locais para a instalação da mesma.
Após a coleta destes dados, iniciaremos a segunda etapa de nosso projeto,
no qual iremos apurar junto a projetistas e bibliografias especializadas todos as
considerações sobre LT´s subterrâneas tais como normas, cálculos, considerações
técnicas e materiais. Também nesta fase iremos coletar dados junto a projetistas.
Com base nos dados de projeto, partiremos para uma consulta a
fornecedores e levantaremos os prováveis custos desta LT.
Para finalizar, estudaremos vantagens e desvantagens da LT subterrânea em
relação a tradicional, analisando principalmente a aplicabilidade deste tipo de
transmissão.
5
1.5
CRONOGRAMA
Figura 1 - Cronograma do projeto
EVENTOS
junho
julho
agosto
setembro
MESES
outubro
Definição do tema
Apresentação da proposta
Levantamento dos Dados e Custos da LT Aérea
Levantamento de Dados Com a Prefeitura
Conclusão do Estudo da LT Aérea
Levantamento Técnico da LT Subterrânea
Lev. de Custos da LT Subterrânea e Conclusão do Assunto
Comparativo e Conclusão do Trabalho
Fonte: Grupo do projeto final
novembro dezembro
janeiro
fevereiro
6
2
2.1
LINHAS AÉREAS DE TRANSMISSÃO
HISTÓRICO
As primeiras aplicações de caráter econômico de energia elétrica datam de
1870, aproximadamente, época em que as máquinas elétricas atingiram o estágio
que permitiu seu uso na geração e na utilização de energia elétrica como força
motriz em industrias e transportes. A iluminação pública, com lâmpadas de arco
voltaico, apresentavam-se como uma alternativa à iluminação a gás. Como energia
primária, utilizava-se quase que exclusivamente máquinas a vapor estacionárias, ou
locomoveis, queimando carvão ou lenha, em pontos próximos de sua utilização.
Somente em 1882 é que foi constituída a primeira empresa destinada a gerar
e vender energia elétrica, agora mais facilmente utilizável, em virtude da invenção da
lâmpada incandescente por Thomas Edison. Foi o mesmo Edison o autor do projeto
e o responsável pela instalação da usina da rua Pearl, em Nova Iorque, cujos
dínamos eram acionados por máquinas a vapor. A rede de distribuição abrangia uma
área de 1600m de raio em torno da usina. A energia fornecida, em 110 V de corrente
contínua era para uso geral, abrangendo inicialmente a iluminação pública e
residencial, além de umas poucas aplicações para força motriz. A aceitação foi
imediata e o sistema exigiu novas adições. Isso só era possível com a construção de
novas centrais, em virtude de limitações econômicas e técnicas impostas ao
transporte de energia a distâncias maiores. Esse fato por si só, constituía-se em uma
importante limitação ao uso de energia elétrica.
O emprego da corrente alternada foi desenvolvido na França, com a invenção
dos transformadores, permitindo o transporte econômico da energia elétrica, em
potências maiores a distâncias maiores.
Em maio de 1888, Nicola Tesla, na Europa, apresentou um artigo
descrevendo motores de indução e motores síncronos bifásicos. O sistema trifásico
seguiu-se logo com o desenvolvimento dos motores e geradores síncronos de
indução. As vantagens sobre os sistemas de CC fizeram com que os sistemas de
CA passassem a ter um desenvolvimento muito rápido.
7
Registram-se:
•
1886 - uma linha monofásica com 29.5 km e capacidade de 2700HP,
para Roma, Itália;
•
1888 - uma linha trifásica, em 11kV, com 180km na Alemanha;
•
1890 - primeira linha CA, de 20km, monofásica no estado de Oregon,
EUA, operando em 3.3kV;
•
1907 - já era atingida a tensão de 110kV;
•
1913 - foi construída uma linha de 150kV;
•
1923 - foram construídas linhas de 230kV;
•
1926 - foram construídas linhas de 244kV;
•
1936 - a primeira linha de 287kV entrou em serviço;
•
1950 - entrada em serviço de uma linha de 1000km de comprimento,
50Hz e 400kV, na Suécia;
•
1953 - alcançada a tensão de 345kV nos EUA;
•
1963 - energizada a primeira linha de 500kV nos EUA;
•
1965 - é energizada a primeira linha de 735kV no Canadá.
A primeira linha de transmissão de que se tem registro no Brasil, foi
construída por volta de 1883, na cidade de Diamantina , Minas Gerais. Tinha por fim
transportar a energia produzida em uma usina hidrelétrica, construída por duas
rodas d’água e dois dínamos Grame, a uma distância de 2km, aproximadamente. A
energia transportada acionava bombas hidráulicas em uma mina de diamantes.
Consta que era a LT mais longa do mundo na época.
Em 1901, com a entrada em serviço da central hidrelétrica de Santana do
Parnaíba, a então San Paulo Tramway Light and Power Co. Ltd. Construiu as
primeiras linhas de seu sistema de 40kV. Em 1914, com a entrada em serviço da
usina hidrelétrica de Itupararanga, a mesma empresa introduziu o padrão 88kV, que
até hoje mantém e adotou também para subtransmissão. Esse padrão de tensão foi,
em seguida, adotada pela Companhia Paulista de Estradas de Ferro, Estrada de
Ferro Sorocabana e, através desta, USELPA, hoje integrada ao sistema Cesp. Entre
1945 e 1947, foi construída a primeira linha de 230kV no Brasil, com um
8
comprimento aproximado de 330km, destinada a interligar os sistemas Light Rio-São
Paulo, operando inicialmente em 170kV e, passando, em 1950 a operar em 230kV.
Foi também a primeira interligação em dois sistemas importantes no Brasil.
Seguiram-se a partir daí, as linhas de 345kV da CEMIG e FURNAS, 460kV da
CESP, as linhas de 500kV do sistema de FURNAS e 800kV do sistema ITAIPU.
9
Figura 2 –-Estruturas da LT de CA de Itaipu em 800kV
Fonte: Projetos Mecânicos das Linhas Aéreas de Transmissão [29]
10
2.2
ASPECTOS CONSTRUTIVOS
De todas as soluções possíveis para a implantação de uma Linha de
transmissão aérea, apenas uma ou poucas satisfazem os requisitos básicos do
transporte de energia.
Essa solução é dada através dos estudos de “otimização”. Para tanto, são
feitos orçamentos de custos e de perdas de energia.
Todos os fatores intervenientes estão relacionados com os componentes
físicos das linhas. Uma LT se compõe das seguintes partes principais, que serão
analisadas a seguir.
•
Cabos condutores
•
Estruturas Isolantes
•
Estruturas de suporte
•
Ferragens e acessórios
•
Fundações
•
Cabo pára-raios e cabo de guarda
•
Aterramentos
Figura 3 – Principais elementos das linhas de transmissão
Fonte: Projetos Mecânicos das Linhas Aéreas de Transmissão [29]
11
2.2.1 Condutores
A seguir, discriminamos os tipos de cabos comumente utilizados em linhas de
transmissão aéreas:
Cabos de cobre (alto custo de instalação)
Cabos de alumínioÆ cabo de alumínio c/ alma de aço, Ligas de alumínio,
cabos especiais.
2.2.2 Cabo de guarda ou pára raios
A função principal do cabo pára raio é dar a devida cobertura, ou seja,
interceptar descargas atmosféricas, protegendo assim os cabos condutores.
A função do cabo de guarda, quando existir, é de viabilizar imediata
sinalização de uma falta para a terra e também oferecer proteção mecânica imediata
para os cabos condutores.
Tipos: Cordoalha de fios de aço zincada, cabos CAA extra fortes, cabos tipo
aço-alumínio ou Alumo-(weld)
2.2.3 Isoladores
São estruturas utilizadas para isolar eletricamente os condutores da estrutura
portante e ao mesmo tempo oferecer resistência mecânica para tal. Devem suportar
tensões elevadas devido às descargas atmosféricas, de tipo impulso e freqüência
industrial.
Podem ser apresentados em vidro, porcelana e material sintético composto.
12
Figura 4 – Isoladores a pino, linha até 69kV
Fonte: Projetos Mecânicos das Linhas Aéreas de Transmissão [29]
2.2.4 Ferragens e acessórios
As cadeias de isoladores são completadas por um conjunto de peças que se
destinam a suportar cabos a serem conectados a ela.
São exemplos de cadeias: cadeias de suspensão convencional, grampo de
suspensão armado, grampo de tensão e grampo de ancoragem passante.
Temos também outros acessórios que se mostram essenciais para a
construção de linhas e tem função específica como anéis anticorona, espaçadores
para condutores múltiplos, emendas para cabos condutores e pára raios,
dispositivos antivibração, sinalização de advertência, etc.
13
Figura 5 – Cadeia de suspensão convencional
Fonte: Projetos Mecânicos das Linhas Aéreas de Transmissão [29]
Figura 6 – Grampo de suspensão armado
Fonte: Projetos Mecânicos das Linhas Aéreas de Transmissão [29]
14
Figura 7 – Grampo de tensão
Fonte: Projetos Mecânicos das Linhas Aéreas de Transmissão [29]
15
2.2.5 Estruturas portantes
Também designados suportes, desempenham dupla função no sistema:
Proporcionar pontos de fixação para os cabos, garantindo distâncias de
segurança entre condutores energizados, amarrar, através de suas fundações, as
linhas ao terreno.
Podem ser do tipo estaiadas ou auto portantes.
Figura 8 – Estruturas das LT de CC de +- 600kV, de Itaipu
Fonte: Projetos Mecânicos das Linhas Aéreas de Transmissão [29]
2.2.6 Aterramentos
Existem para garantir resistência de terra adequada para a correta proteção
dos cabos condutores pelos cabos pára raios.
16
São
normalmente
constituídos
pelos
seguintes
materiais:
Haste
de
aterramento, fio de aterramento (de cobre ou aço-cobre).
2.2.7 Fundações
Tem a finalidade de sustentar os suportes, absorvendo todos os esforços
mecânicos a ele submetido como ação do vento, tensionamento dos cabos, etc.
Existem diversos tipos de fundação: Grelhas metálicas, tubulão, sapatas,
ancoragem em rocha, etc. Cada fundação deve ser dimensionada de acordo com o
terreno onde vai ser implantada e também os esforços atuantes naquele ponto.
A seqüência básica para a construção de linhas de transmissão urbanas
segue basicamente os seguintes passos:
2.3
•
Levantamento topográfico;
•
Sondagens;
•
Projeto mecânico;
•
Execução das fundações;
•
Montagem das estruturas;
•
Montagem de acessórios;
•
Lançamento e tensionamento de cabos.
CONFIABILIDADE
Com o passar do tempo, o consumo de energia elétrica no país cresceu e
ainda cresce em níveis alarmantes. Em decorrência disso a ANEEL, Agência
Nacional de Energia Elétrica, órgão responsável pela supervisão dos níveis de
geração, transmissão e distribuição, vem impondo às concessionárias maiores
índices de confiabilidade.
O desempenho das concessionárias quanto à continuidade do serviço
prestado de energia elétrica é medido pela ANEEL com base em indicadores
específicos, denominados de DEC e FEC, cujas definições foram retiradas do site da
própria ANEEL [30].
17
O DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora)
indica o número de horas em média que um consumidor fica sem energia elétrica
durante um período, geralmente mensal. Já o FEC (Freqüência Equivalente de
Interrupção por Unidade Consumidora) indica quantas vezes, em média, houve
interrupção na unidade consumidora (residência, comércio, indústria etc).
As metas de DEC e FEC a serem observadas pelas concessionárias estão
definidas em Resolução específica da ANEEL.
A confiabilidade é medida pelos índices de falhas e interrupções programas e
não programadas.
A linha de transmissão aérea é uma estrutura muito vulnerável a interperes
que podem acarretar falhas e interrupções, isso por estar exposta diretamente ao
meio ambiente e aos próprios seres humanos estará exposta a diversos riscos
apresentados por José, Oswaldo e Roberval [22], tais como:
Vibrações eólicas
De acordo com Fenômeno provocado por ventos transversais brandos (em
torno de 2 m/s) os quais incidem sobre os condutores que, quando submetidos a
trações mecânicas superiores a 20% de suas cargas de ruptura absorvem tais
energias e as transmite aos pontos de suspensão. Esses pontos podem ser
gradativamente deteriorados por fadiga mecânica do material, requerendo cuidados
especiais de montagem e monitoração.
A evolução desses desgastes pode provocar a ruptura parcial dos condutores,
caracterizando um defeito de difícil localização visual à distância. As inspeções
especiais são realizadas com a instalação desenergizada e envolve grandes
recursos humanos e matérias, quando realizada de forma disseminada e em larga
escala.
Outra preocupação que deve ser levantada e dos riscos que as torres de
transmissão estão sujeitas há esforços provocados por ventos que podem exceder
aos níveis que foram projetadas derrubando a linha, como mostrado na Figura 9, e
esta pode vir a derrubar outras em cascata.
18
Figura 9 – Linha de Transmissão derrubada em decorrência da ação do vento
Fonte: Evolução dos Sistemas de Transmissão Subterrânea [27], slide 11.
Resistência de pé de torre
A resistência de aterramento das estruturas (resistência de pé de torre),
representa um parâmetro que responde diretamente pelo desempenho das linhas de
transmissão, quando submetidas a descargas atmosféricas.
Clearances condutor-solo
As
distâncias
(clearances)
condutor-solo
representam
um
parâmetro
fundamental na identificação da capacidade de carregamento elétrico de linhas de
transmissão, no sentido de assegurar que os condutores, mesmo aquecidos pelo
efeito Joule e ação do Sol, não violem as condições de segurança estabelecidas em
normas técnicas. A aferição dessas distâncias requer uma avaliação do
19
comportamento eletromecânico da linha de transmissão, a partir do qual se possa
identificar vãos críticos a serem corrigidos ou monitorados em condições de
carregamento normal ou contingências.
Essas aferições devem incorporar a degradação superficial gradativa dos
condutores que acarretam em seu “enegrecimento”, perda das características de
troca de calor com o meio ambiente e conseqüente diminuição da capacidade de
transporte de energia elétrica na presença de raios solares.
Oxidação de Condutores
A oxidação em condutores ocorre na alma de aço, após longos períodos de
operação e pode ser acelerada em decorrência da agressividade do meio ambiente
(umidade, acidez, etc.). A preocupação reside no enfraquecimento mecânico do
condutor e conseqüente ruptura do mesmo.
Ação Eletroquímica do Solo
Este problema assombra nos dois tipos de sistemas. Nas torres de linhas
aéreas deve-se tomar cuidado com partes metálicas enterradas no solo, que podem
entrar em processo de oxidação.
Cadeia de isoladores
De acordo com Armando [25], o desempenho das linhas de transmissão está
diretamente relacionado com o desempenho dos seus isoladores.
As cadeias de isoladores estão sujeitas a três principais problemas que são,
poluição dos isoladores, atos de vandalismo e a corrosão das ferragens dos
isoladores o que acarreta um custo dispendioso de manutenção e a queda de
índices de confiabilidade.
A poluição de isoladores ocorre através da deposição de contaminantes quer
sejam de origem industrial, marítima ou ambiental. Esses depósitos, juntamente com
a presença da umidade, e tensão elétrica mais elevada propiciam o surgimento de
20
descargas superficiais que podem evoluir para o fechamento de um arco de potência
sobre a cadeia de isoladores e conseqüente interrupção no fornecimento de energia.
Atos de vandalismo
Como dito anteriormente, as linhas aéreas estão sujeitas a atos de
vandalismo pelo fato de estarem expostas ao meio ambiente. Estes atos no mínimo
imprudentes compreendem entre outras coisas a quebra de cadeias de isoladores e
utilização inadequada das torres ou postes por pessoas sem autorização da
concessionária.
Outros fatores que deixam as linhas aéreas vulneráveis é que na maioria das
vezes essas linhas têm em seu itinerário, matas densas onde há riscos de
queimadas que podem afetar as estruturas e da própria mata crescer e entrar dentro
da faixa de servidão, potencializando uma falha devido ao balanço dos galhos que
podem encostar-se aos cabos.
Analisando os inúmeros problemas supracitados podemos concluir que as
linhas aéreas têm um número muito altor de possíveis problemas para a instalação e
ainda alheios à vontade dos seres humanos, a título ilustrativo, a Figura 10 enfoca
as principais causas das ocorrências de falhas transitórias em decorrência da ação
do meio ambiente na linha Angelim II – Recife II, 500 kV, C1, do Sistema CHESF.
21
Figura 10 – Causas de ocorrência de falhas transitórias na linha Angelim II – Recife II
Fonte: Monitoração de Parâmetros Eletromecânicos de Linhas de Transmissão com vista a
Avaliação do Estado Operacional e Recapacitação [22]
Para fins ilustrativos, consultamos a Copel, Companhia Paranaense de
Energia Elétrica para termos acesso aos números de desligamentos e taxa de falhas
das suas linhas de transmissão aéreas, as quais estão abaixo demonstradas na
Figura 11.
22
Figura 11 – Número de desligamentos e taxa de falhas das LT’s da Copel
Fonte: Companhia Paranaense de Energia Elétrica - COPEL
2.4
MANUTENÇÃO
Para a diminuição das interrupções e o aumento da confiabilidade do sistema
são necessárias inspeções e manutenções que atendam a requisitos legais e de
segurança.
No caso da transmissão de energia, deve-se manter sempre elevados níveis
de eficiência, refletindo em índices de disponibilidade, fazendo da manutenção a
parte mais importante desta cadeia e exigindo cada vez mais conhecimento técnico
e inovação para atendimento a esses requisitos.
A Eletrobrás [23] estabelece um programa de manutenção e critérios
detalhados para intervenção em linhas aéreas, como cabos e ferragens, descritos
abaixo:
i)
Organização das equipes de manutenção
Descrever, para a linha de transmissão em foco, a estrutura
organizacional, instalações, infra-estrutura de transporte e comunicação, e
o efetivo de pessoal existente para operá-la.
ii)
Sistemática de programação de manutenção
Relatar os processos utilizados para elaboração e execução dos
programas de manutenção, bem como as periodicidades adotadas.
23
iii)
Processo
de
controle,
acompanhamento
e
avaliação
da
manutenção/operação
Discorrer sobre os procedimentos de controle, acompanhamento e
avaliação da operação/manutenção, explicitando os índices gerenciais
utilizados e os resultados obtidos.
iv)
Principais anomalias verificadas
Relatar as principais anomalias verificadas, citar suas causas, as
medidas corretivas e resultados obtidos no que se refere a:
v)
•
Descargas atmosféricas;
•
Sobretensões de manobra;
•
Vibrações;
•
Corrosão;
•
Poluição;
•
Recalques em fundações e contenções;
•
Ineficiência do sistema de drenagem;
•
Avarias nas estradas de acesso;
•
Acidentes com quedas de estruturas.
Estatísticas do desempenho em linhas de transmissão
Apresentar os principais índices de desempenho alcançado pelo
sistema, definindo as causas prováveis dominantes. Usar padrão
estabelecido pelo GCOI – Grupo Coordenador de Operação Interligada e
CDE – Comissão de Desempenho de Estatística.
vi)
Serviços corretivos ou melhoramentos realizados
Descrever os serviços de grande porte realizado com intuito de
corrigir ou melhorar os padrões de projeto/construção.
2.4.1 Manutenção preventiva
Em sistemas de transmissão aéreos a manutenção preventiva é muito
rigorosa e importante para que se tenha um bom funcionamento da linha. Esse tipo
de manutenção compreende inspeções visuais aéreas e terrestres nos diversos
24
componentes das linhas tais como torres, isoladores, cabos, caminhos de acesso,
área de servidão entre outros.
A inspeção aérea juntamente com a inspeção terrestre é um dos principais
instrumentos de diagnóstico das linhas de transmissão, servindo para a
programação das manutenções preventivas e corretivas das mesmas. A inspeção
aérea detalhada é a inspeção periódica realizada com helicóptero em velocidade
reduzida (média de 60 km/h), para observar todos os pontos. O vôo é feito ao longo
da linha.
A inspeção aérea de patrulhamento é realizada numa velocidade maior
(média de 90 km/h), observando os pontos que possam colocar em risco a linha de
transmissão em curto prazo. O vôo é realizado em apenas um sentido também ao
longo da linha. Inspeção aérea específica é restrita a alguns componentes ou
subcomponentes das instalações, como na Figura 12.
Figura 12 – Inspeção aérea feita por helicóptero
Fonte: http://www.cteep.com.br/transmissao/linhas_transmissao/linhas.htm [31]
Já a inspeção terrestre é realizada seguindo um roteiro preestabelecido, que
leva em consideração o diagnóstico da linha de transmissão, sua idade,
desempenho, características próprias, etc. Os serviços de inspeção em geral são
executados pelas equipes de inspeção, compostas por pessoas experientes e
tecnicamente capacitadas.
25
As equipes devem anotar em formulários próprios o estado geral das faixas
de servidão e de segurança, das estruturas, cabos condutores e pára-raios,
isoladores e ferragens das cadeias, sistemas de aterramento (rabichos e
contrapeso), etc; execução de ensaios com instrumentos específicos para
verificação das condições das instalações, tais como medição de vibração eólica em
cabos condutores e pára-raios, medição de resistência de aterramento das
estruturas e resistividade do solo, verificação de potencial em isoladores (teste de
ruído), etc; inspeção de barramentos aéreos de subestações; inspeção de estruturas
de telecomunicações; fiscalização de serviços especializados de manutenção de
linhas de transmissão contratados; fiscalização de serviços de tratamento
anticorrosivo de linhas de transmissão, pórtico e suportes de subestações e
estruturas de telecomunicações; apoio às turmas de em serviços de emergência em
linhas de transmissão.
Um problema sério que pode ser identificado com brevidade antes que ocorra
a falha é a corrosão em estruturas e acessórios das linhas de transmissão.
O combate preventivo à corrosão tem como principais atribuições as
seguintes tarefas: inspeção das instalações quanto ao estado de corrosão e
levantamento das necessidades de tratamento nas linhas de transmissão,
fiscalização de todo o processo de tratamento anticorrosivo.
De acordo com Rogério [24], a inspeção visual é realizada para identificar a
situação do estado de corrosão e desgaste por abrasão que se encontram os cabos
pára-raios e as ferragens, além de acompanhar a evolução da perda da camada de
zinco. Dessa forma, através da consideração da taxa de corrosão do zinco, da
atmosfera do local inspecionado, da situação que se encontra a galvanização do
cabo ou ferragem e das características do vento e da estrutura (satisfatória ao
desgaste por abrasão do galvanizado dos pontos de coligação de ferragens), é
possível estimar o tempo aproximado para que ocorra a perda total da galvanização
e conseqüentemente a determinação da data da próxima inspeção, sendo que esta
poderá ser visual ou detalhada, dependendo da situação.
Outra manutenção preventiva muito importante para se manter a integridade
da linha é a poda da vegetação que compreende o itinerário da linha e que está
próxima à linha de transmissão. Essa poda deve ser feita com uma periodicidade
26
que depende do tipo da vegetação, e isso gera custos que às vezes são esquecidos,
mas que corresponde a uma boa fatia dos gastos de manutenção em linhas aéreas.
2.4.2 Manutenção Corretiva
A manutenção corretiva é efetuada depois de ocorrida a falha do equipamento
ou estrutura, no caso de linhas de transmissão isso pode ocasionar problemas sérios
nos índices de confiabilidades que como dito anteriormente são fiscalizados pela
ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica.
Na ampla diversidade de falhas em linhas de transmissão aérea, em consulta
ao artigo publicado por José, Oswaldo e Roberval [22], podemos identificar alguns
aspectos importante na manutenção corretiva da linha:
Geralmente quando a manutenção corretiva de linhas de transmissão aéreas
é caracterizada pela substituição do item danificado.
Por exemplo, as vibrações eólicas podem ocasionar a ruptura do cabo seja
ela na parte de sustentação que é a mais freqüente, ou em algum ponto do lance do
cabo. Para se corrigir isso terá que substituir o cabo rompido entre as torres onde foi
ocasionado o problema. O vento também pode ocasionar a derrubada de torres de
transmissão, e isto se agrava porque a torre que cai pode puxar várias outras em
cascata, e neste caso também há a necessidade de substituição de torres e cabos
condutores.
Em casos onde há corrosão de partes metálicas, se não for controlada
também possivelmente acarretará na substituição das peças corroídas. Isso pode
acontecer tanto em cabos condutores quanto em estruturas.
Acidentes aéreos e automobilísticos também são fatores que podem acionar
as equipes de manutenção corretiva, pois na maioria das vezes estruturas e
equipamentos são danificados, acarretando no reparo ou até mesmo na substituição
dos mesmos.
No caso de isoladores, o problema crítico é o vandalismo que ocorre nestes
equipamentos, e pelo fato de não haver uma manutenção preventiva para este
problema que desencadeia a substituição dos isoladores danificados.
27
Citado na manutenção preventiva, a manutenção da área de servidão deve
ser bem realizada e com uma certa periodicidade, porque o não cumprimento disto
pode levar a uma ação corretiva que possivelmente será mais cara e complicada.
Na manutenção corretiva existe um método bastante difundido que é a
manutenção em linha viva. Compreende na manutenção da linha sem a
necessidade do desligamento da mesma. Existem dois métodos que podem ser
utilizados na transmissão:
a) à distância: utiliza-se bastões de fibra de vidro endurecidos com resina
no interior com diâmetro de 1 “. Pode ser considerada uma extensão
do braço do operador. Existe uma distância de segurança entre o
operador e o local da manutenção que varia de acordo com a classe de
tensão porem limitada em 230kV;
b) ao potencial: o operador fica no mesmo potencial da linha. É
obrigatório o uso de equipamentos especiais como roupas e andaimes
de fibra de vidro para isolação. Este método pode ser utilizado em
linhas de até 750kV.
Figura 13 – Manutenção em linha viva com método ao potencial
Fonte: http://www.engelmig.com.br/
28
Porém estes métodos são muito perigosos quando não utilizados com
bastante responsabilidade por parte dos operadores.
Resumindo quando se trata de manutenção corretiva em linhas de
transmissão aéreas, os gastos despendidos e a complexibilidade da ação, torna a
manutenção preventiva de vital importância para o sistema.
2.5
ASPECTOS AMBIENTAIS E RISCOS
A lei Nº 9.605 de 13 de fevereiro de 1998, veio com o objetivo de definir
responsabilidade criminal a pessoas físicas ou jurídicas na matéria ambiental. Esta
lei estabelece sanções penais e administrativas derivadas de condutas lesivas ao
meio ambiente, sendo definido como impacto ao meio ambiente qualquer atividade
que resulte em impacto a ele. Podemos perceber a partir desta definição que ela
também se aplica à construção de linhas em grandes centros urbanos.
Várias etapas podem caracterizar em impactos ambientais quando se trata da
construção de Linhas de transmissão.
Linhas de transmissão aéreas:
•
Abertura de estradas de acesso, limpeza de faixa de servidão,
construção das fundações, montagem de estruturas e lançamento de
cabos.
Linhas de transmissão Subterrâneas:
•
Abertura de valas ou túneis para lançamento dos cabos.
Da larga experiência de empreiteiras e concessionárias de energia, podemos
encontrar impactos divididos em três áreas específicas:
•
Impactos ao meio físico: aumento da emissão de ruídos e poeiras,
aceleração/iniciação
de
processos
erosivos,
interferência
com
atividades minerarias, instabilização de encostas.
•
Impactos no meio biológico: aumento da caça predatória, mudanças no
habitat e hábitos da fauna, alteração ou eliminação da vegetação
existente.
29
•
Impactos no meio sócio econômico: mudanças na vida diária da
população residente, mudanças no perfil demográfico, exposição da
população ao risco de acidentes, etc.
Neste último aspecto de impacto ambiental é que as LTA's têm grande
influência em relação as LTS's, principalmente depois do empreendimento
concluído.
Marcelo [14] define algumas questões sobre o direito ambiental e a lei
9.605/98.
2.5.1 O Direito Ambiental
Princípios do direito ambiental
Estes princípios regem a atual legislação ambiental brasileira e são à base
deste estudo:
i)
princípio do direito humano fundamental: o
primeiro e mais
importante princípio ambiental nos diz que: O direito ao ambiente é
um Direito Humano Fundamental. Tal princípio decorre do texto
expresso da constituição federal: “Todos tem o direito ao meio
ambiente ecologicamente equilibrado, bem de uso comum do povo”
ii)
Princípio democrático: Este princípio é aquele que assegura os
cidadãos o direito pleno de participar da elaboração das políticas
ambientais.
iii)
Princípio da prudência ou da cautela: este princípio encontra-se
incluído na declaração do Rio Nº 15 em que temos disposto o
seguinte: “ O princípio da cautela é aquele que determina que não se
produzam intervenções no meio ambiente antes de ter a certeza de
que estas não serão adversas para o meio ambiente”.
iv)
Princípio do equilíbrio : É o princípio pelo qual devem ser pesadas
todas as implicações de uma intervenção no meio ambiente,
30
buscando-se adotar a solução que melhor concilie um resultado
globalmente positivo.
v)
Princípio do limite: É o princípio pelo qual a administração pública
tem o dever de fixar parâmetros para as emissões de partículas,
resíduos e presença de corpos estranhos ao meio ambiente levando
em conta a proteção da vida e a qualidade ambiental necessária.
vi)
Princípio da Responsabilidade: É o princípio pelo qual o poluidor
deve responder por suas ações ou omissões, de maneira mais
ampla possível que se possa repristimar a situação ambiental
degradada e que a penalização aplicada tenha efeitos pedagógicos
e impedindo que os custos recaiam sobre a sociedade. Lembrando
que a simples restituição financeira como fórmula para que se faça a
reparação do dano é absolutamente inadequada.
A constituição de 88 e o novo sistema de competências ambientais
A constituição de 1988 inseriu pela primeira vez no Brasil o tema “meio
ambiente” em sua concepção unitária. Paulo [15] afirma que a referida lei
Fundamental mudou profundamente o sistema de competências ambientais. O autor
nos diz que a parte global das matérias ambientais pode ser legislada em três planos
– federal, estadual e municipal. Isto é, a concepção de meio ambiente não ficou na
competência exclusiva da União, ainda que alguns setores do ambiente (águas,
energia nuclear e transporte) estejam na competência privativa federal. Paulo [15]
ainda aponta que as competências ambientais são repartidas entre a união e os
estados, sendo que estes últimos tem competência sem que se precise provar que o
assunto tem interesse estadual ou regional. Diferentemente, na questão ambiental
os municípios precisam articular sua competência suplementar. Os estados só
encontrarão barreira para legislar em matéria ambiental, quando existir ou vier a
existir norma geral federal.
31
Responsabilidade por danos ao meio ambiente
Uma das competências dos estados introduzidas pela constituição de 88 que
se refere diretamente ao serviço de construção de linhas de transmissão é a
responsabilidade pelo meio ambiente. Os estados poderão, por exemplo,
estabelecer normas obrigando à prestação de caução para a realização de uma
atividade perigosa para o ambiente regional. É importante consultar órgãos regionais
competentes a fim de cumprir não só o que é exigido pelas licenças ambientais
obtidas, mas também pela legislação regional pertinente.
Licenciamento Ambiental x Competências
A resolução do CONAMA nº 237, de 19 de dezembro de 1997, no seu art 7º
diz que “Os empreendimentos e atividades serão licenciados em um único nível de
competência, conforme estabelecido nos artigos anteriores”. Os art. 4º 5º e 6º da
mesma resolução estabelecem os casos em que o licenciamento é da esfera federal,
estadual ou municipal. Isto posto fica claro que qualquer empreendimento só será
licenciado em um único nível de competência. Contudo, de acordo com o novo
sistema de competências, a obtenção necessária não exime o empreendedor de
cumprir a legislação regional suplementar a legislação federal.
2.5.2 A Lei 9.605/98
Disposições Gerais
O texto da lei é iniciado através de uma exposição clara de que todos aqueles
responsáveis pela prática de crimes ambientais serão punidos, na medida de sua
culpabilidade, mesmo que, por omissão, deixem de impedir a prática do crime. De
acordo com Paulo [15] a responsabilidade civil ambiental das pessoas jurídicas, bem
como de pessoas físicas, continua regida pela Lei nº 6.938/81(art 14 1º) Podemos
notar também no texto onde se lê “ no interesse ou benefício da sua entidade...” há
uma liberação da culpabilidade da empresa no caso em que seu representante legal
32
ou contratual utiliza a máquina empresarial para a satisfação de seus interesses
pessoais, aqui vemos também que a responsabilidade das pessoas jurídicas não
excluem a das pessoas físicas co-autoras.
Da aplicação da pena
Podemos perceber que há uma grande abertura para que as penas privativas
de liberdade sejam substituídas pelas penas restritivas de direitos. Segundo Paulo
[15] examinando-se as penas cominadas aos crimes desta lei, pode-se concluir que
as penas aplicadas, na grande generalidade, não ultrapassarão quatro anos. Além
disso, ainda segundo mencionado o autor, a prática forense mostra que não se
aplica no Brasil o máximo da pena, portanto, lógico concluir que a pena de prisão, a
não ser de reincidência, não será efetivamente cominada ao criminoso ambiental. É
importante notar de acordo com o código penal (Art. 44, II) a reincidência deve
impedir a utilização do sistema de pena restritiva de direito.
Das penas restritivas de direitos a que mais chama a nossa atenção é aquela
onde o condenado pode ser proibido de contratar os Poderes Públicos, de receber
incentivos fiscais ou quaisquer outros benefícios, bem como de participar de
licitações de até cinco anos.
Da infração administrativa
As sanções administrativas que mais nos chamam a atenção são as
restritivas de direito, multa simples, multa diária e embargo ou demolição da obra.
Os valores das multas por infração ambiental administrativa foram fixados
pelo decreto nº 3179/99 e variam entre R$50,00 e R$50 milhões, sendo corrigidos
periodicamente. Os valores arrecadados destas multas são revertidos do Fundo
Nacional do Meio Ambiente ou outros fundos correlatos. Novamente nos chama a
atenção para a desproporcionalidade entre o máximo da sanção penal de multa e da
sanção administrativa.
A multa simples será aplicada sempre que o agente por negligência ou dolo
deixar de sanar as irregularidades praticadas no prazo estabelecido e ainda se
33
opuser embaraço á fiscalização dos órgãos do SISNAMA. Já a multa diária é
aplicada sempre que o cometimento da infração se prolongar no tempo.
Dos Crimes conta o meio ambiente
É presumível que com o intuito de facilitar a leitura da lei os legisladores
organizaram os tipos de crimes em cinco seções dentro deste capítulo da lei.
Com o objetivo de formar uma idéia bem clara de que quais crimes são mais
prováveis de acontecer durante a construção de linhas de transmissão, cada uma
das seções será comentada.
i)
Crimes contra a Fauna: Os artigos 29,32,34 e 35 relacionam crimes
que se identificam principalmente com o impacto ambiental do
aumento da caça, relativo ao meio ecológico. As penas cominadas
aos crimes previstos nestes artigos variam de 3 meses a 5 anos
incluindo multa. A criminalização dos maus tratos e abusos contra
animais é uma das inovações da Lei que está inclusa nesta seção.
Os impactos de iniciação/aceleração de processos erosivos e da
instabilização das encostas, vinculados ao meio físico, encontram
relação com o tipo de crime descrito no artigo 33 onde temos que
provocar pela emissão de efluentes ou carreamento materiais, o
perecimento de espécies da fauna aquática existente entre rios,
lagos, açudes,baías ou águas jurisdicionais brasileiras incorre na
pena de detenção de 1 a 3 anos ou multa, ou ambas
cumulativamente.
ii)
Crimes contra a flora: O impacto ambiental da alteração ou
eliminação da vegetação existente, relativo ao meio biológico, quem
acontece principalmente nas fases de abertura de estradas de
acesso e de limpeza de faixa encontra relação com
os tipos de
crimes previsto nos artigos 38,39,40,41,45,48,50,51 e 52; as penas
cominadas aos crimes previstos nestes artigos variam de 3 meses a
5 anos.
34
iii)
Da poluição e outros crimes ambientais: O impacto ambiental do
aumento da emissão de ruídos e poeiras referente ao meio físico
encontra correlação com o artigo 54 o qual dispõe
que é crime
causar poluição de qualquer natureza em níveis tais que resultem em
mortandade de animais ou a destruição significativa da flora sendo
punido com pena de reclusão de 1 a 4 anos,e multa, que poderá
variar até R$50 milhões.
iv)
Crimes contra o ordenamento urbano e patrimônio cultural: os crimes
previstos nos artigos 62,63 e 64 estão relacionados com o impacto
ambiental das interferências com os patrimônios histórico e
arqueológico.
No Brasil, chegamos ao século 21 com um vasto ferramental adequado a
proteção
do
meio
ambiente
e
das
cidades
e
amplamente
aplicado
a
empreendimentos de linhas de transmissão, onde daqui para frente ficará cada vez
mais difíceis aprovações para a construção de linhas aéreas e portanto as linhas
subterrâneas serão mais amplamente aplicadas e difundidas, barateando seu custo
a um longo prazo.
A seguir, propormos fazer uma breve análise de riscos, a fim de dar subsídios
para uma melhor compreensão do conhecimento técnico-científico que acompanha
discussões sobre risco como instrumento de gestão ambiental em um sistema de
transmissão.
Segundo Francisco e Paulo [11] definiremos alguns aspectos conceituais:
A qualidade ambiental e os riscos Constituem-se em uma das mais
importantes preocupações da sociedade moderna. Os elementos motivadores desta
priorização são o impacto potencial do desenvolvimento tecnológico e as mudanças
no estilo de vida e também o aumento da percepção para os perigos á saúde e
segurança.
Segundo o sociólogo alemão Beck [19], houve uma mudança gradual no
conflito social predominante neste século. O conflito primário, no início do século XX,
era centrado na distribuição do bem estar entre os grupos sociais; depois da
Segunda guerra e particularmente a partir de 1960, o foco mudou para a distribuição
do poder na política e economia. Nos últimos anos, o maior conflito é sobre a
35
distribuição e tolerabilidade dos riscos para diferentes grupos sociais, regiões e
gerações futuras.
“A modernidade é uma cultura do risco.,” Afirma Giddens [20]. Segundo esse
pesquisador “O conceito de risco torna-se fundamental na maneira que ambos os
atores, leigos e especialistas técnicos, organizaram o mundo social”. E prossegue “...
a noção de risco torna-se central em uma sociedade que está se desfazendo do
passado, de maneiras tradicionais de fazer as coisas e está se abrindo para um
problemático futuro”. Isto faz parte de um fenômeno mais geral de controle do tempo
que ele denomina, “colonização do futuro”.
Além
disso,
segundo
Sjoberg
[21],
a
acentuada
velocidade
das
transformações tem reduzido a estabilidade social e institucional, em particular no
mundo globalizado, onde o conjunto de variáveis é significativamente ampliado e a
capacidade de controle de eventos, por parte dos indivíduos e/ou nações é
diminuída. Isto certamente afeta a capacidade de prever o futuro e portanto amplia
as incertezas.
No mundo contemporâneo, o conceito de risco tem se tornado fundamental,
apresentando-se como critério imprescindível nas negociações, relações e
organização da sociedade, que no âmbito local, nacional ou mesmo global.
Do ponto de vista da segurança industrial, as estimativas de risco
possibilitavam a redução dos custos das empresas com acidentes, seguros e perdas
gerada por acidentes severos e paradas de operação prolongadas.
Na visão construtivista do risco, a avaliação objetiva não poderá determinar
fatores como injustiça, igualdade, controle e outros. Estes fatores poderão ser
alcançados a partir da crença e da racionalidade dos diversos atores sociais. Desta
forma, o próprio conceito de risco deverá se socialmente construído pelas estruturas
sociais existentes.
2.5.3 Metodologia para avaliação de riscos
Uma avaliação de risco é constituída, em geral por quatro etapas básicas:
identificação do perigo, avaliação da exposição, avaliação do risco e gerenciamento
do risco.
36
A qualificação do risco é precedida da avaliação da magnitude das
conseqüências dos impactos considerados. Os riscos são então quantificados em
termos de riscos sociais ou riscos individuais. O risco individual é o risco para uma
pessoa na vizinhança de um perigo e pode ser calculado para os indivíduos
expostos, para um grupo de indivíduos.
Para tanto, o escopo deste método, abrange eventos perigosos ou não, cujas
causas tenham origem no meio considerado. Ficam excluídos da análise os agentes
perigosos externos ao sistema, como por exemplo, a ocorrência de eventos tais
como terremotos, furacões, enchentes, deslizamentos de terra, etc.. tais eventos
externos foram excluídos por terem probabilidade de ocorrências extremamente
baixas.
A realização da análise propriamente dita poderá ser feita através do
preenchimento de uma tabela para cada impacto considerado, considerando-se o
meio impactado e o momento histórico de sua ocorrência.
O resultado da avaliação dos Riscos Ambientais – ARA, é apresentado sob
formas de tabelas com sete colunas preenchidas conforme orientação apresentada
a seguir.
1ª Coluna: Fase de aplicação
Esta coluna contém os diversos cenários de ocorrência do impacto em
estudo. Constata-se a necessidade com esta abordagem porque, um mesmo
impacto ambiental, produz diferentes efeitos quando ocorrem em fases distintas do
empreendimento.
2ª Coluna: Modo de detecção
Os modos disponíveis na instalação para detecção do perigo identificado na
primeira coluna foram relacionados nesta coluna. A detecção da ocorrência do
impacto poderá ser realizada através de uma inspeção visual, inspeção auditiva,
usando instrumentação.
3ª Coluna: Efeitos
Os efeitos provocados por cada impacto identificado, foram listados nesta
coluna.
37
4ª Coluna: Categoria de Conseqüência
De acordo com a metodologia adotada neste trabalho, os cenários de
acidentes foram classificados em categorias de severidade, as quais fornecem uma
indicação qualitativa do grau de severidade das conseqüências de cada um dos
cenários identificados, sejam para os meios físico, biótico e antrópico.
5ª Coluna: Categoria de Freqüência de cenários
Os cenários de acidentes foram classificados em categorias de freqüência, as
quais fornecem uma indicação qualitativa da freqüência esperada de ocorrência em
cada um dos impactos identificados, segundo Tabela 1.
Tabela 1 – Classificação de riscos e descrição
Categoria
1 Remota
Descrição
Não é esperado acontecer Durante o ciclo de vida útil do Sistema de
Transmissão
2 Provável
Esperado acontecer pelo menos uma vez durante o ciclo de vida útil do
Sistema de transmissão
3 Freqüente
Esperado acontecer algumas vezes durante o ciclo de vida útil do Sistema
de transmissão
4 Muito Freqüente
Esperado acontecer inúmeras vezes durante o ciclo de vida útil do Sistema
de transmissão
Fonte: Grupo do projeto final
6ª Coluna: Níveis de risco
Combinando-se a figura, as categorias de freqüências da tabela com as
conseqüências da tabela, obtém-se o nível de risco de cada cenário de impacto
ambiental identificado na análise. Os níveis de riscos apresentados no exemplo
estudado são categorizados na Tabela 1 e apresentados na Figura 14.
38
Figura 14 – Matriz de risco de impacto ambiental
Fonte: Método de avaliação de riscos ambientais em sistemas de transmissão de energia
elétrica [11]
7ª Coluna: Medidas mitigadoras
Esta coluna contém as medidas mitigadoras recomendadas e demais
observações pertinentes ao cenário do impacto ambiental em estudo.
2.5.4 Aplicação da metodologia
Para a validação desta metodologia, deve-se aplicar a algum fator – A Tabela
2 ilustra a metodologia aplicada a “riscos de acidentes na população próxima a LT”.
39
Tabela 2 - Riscos de acidentes na população próxima à Linha de Transmissão
Gerenciamento de Riscos Ambientais
Meio Antropico – Nível e vida
Impacto – Riscos de acidentes na população próxima à Linha de Transmissão
Fase
de Modos
Aplicação
de Efeitos
Conseqüênc Categor Níveis de Medidas Mitigadoras
Detecção
ias
ia
de Riscos
Freqüên
cia
Construção
Colocação
de
da Linha
sinalização
adequada
quando das travessias
de rodovias federais e
ainda junto a aeroportos
e rotas de aeronaves
Final
da
Implementação
de
Fase
de
programa
de
Construção
comunicação
educação
visando
e
ambiental,
esclarecer
população
a
sobre
os
riscos de doenças
Antes
do
Divulgar amplamente o
início
da
início de operação da LT
operação
Energização Equipament Surgimento
e operação os
da linha
de dos
3
4
efeitos
(3,4,I)não
-Acompanhamento
aceitável
estudos
sobre
dos
efeitos
medição de eletromagné
biológicos dos campos
campos
eletromagnéticos
ticos
em
eletromagné -Efeitos
andamento no mundo
ticos
biológicos
-aperfeiçoamento
na fauna
critérios de projeto
-Efeitos
-controle
devido
à
dos
ocasionados
transferênci
campos
a
eletromagnéticos
de
potencial
Fonte: Grupo do projeto final
dos
efeitos
pelos
40
Existem outras avaliações a serem consideradas são elas:
Quedas de estruturas, incêndios causados ou aumentados por descargas
elétricas, idem para curtos circuitos fase-terra, erosão nas bases das torres, riscos
aumentados de incêndio pelas equipes de manutenção, riscos de eletrocussão,
riscos de acidentes de veículos, riscos de acidentes com aeronaves.
2.6
IMPACTOS VISUAIS
Aqui talvez seja um dos pontos mais importantes de nosso trabalho, pois foi
ele que despertou interesse em faze-lo, é o ponto mais relevante quando se foca a
melhor solução para a população local.
Joinville é a mais populosa cidade de Santa Catarina e é considerada uma
cidade tipicamente turística, onde se concentram pessoas de todos os lugares do
país e até do mundo para assistir seus festivais que se realizam lá. Levando-se tudo
isto em conta, pode discorrer sobre o que é atualmente chamado de “custos sociais”
de implementação de uma Linha de transmissão aérea. Que basicamente seriam
custos relacionados à perda de visitação da cidade, desvalorização de imóveis, etc.
Estes custos serão melhores abordados no outro capítulo.
A seguir, relacionamos algumas fotos que demonstram, melhor do que
qualquer explicação teórica, estes impactos visuais e porque não psicológicos na
população.
41
Figura 15 – Detalhe da Praça Santos Dumont antes e após a chegada da rede subterrânea
Fonte: www.light.com.br
Figura 16 – Linha de Transmissão instalada em um centro comercial
Fonte: Evolução dos Sistemas de Transmissão Subterrânea [27], slide 12.
42
3
LINHAS SUBTERRÂNEAS DE TRANSMISSÃO
3.1
HISTÓRICO
Em consulta as palestras proferidas por Claudio [1] e Carmine [3] e aos
artigos publicados por Agostinho e Sylvio [4] e também por Claudio [2], podemos
sintetizar o histórico das linhas subterrâneas desde o começo dos anos 20 ao
decorrer deste capítulo.
O uso de linhas subterrâneas no Brasil começou na cidade de São Paulo,
operando sob o sistema de 20 kV no final dos anos 20 para alimentar estações
transformadoras e distribuidoras de 20 - 3,8 kV, que foram construídas no centro da
cidade. Esses cabos denominados cabos cintados, eram da classe 25 kV, tipo sólido
cintado com três condutores de cobre, seção circular ou setorial, ilustrados na Figura
17, isolados com papel impregnado, com capa protetora externa de chumbo.
Figura 17 – Cabos Cintados
Fonte: Linhas de Transmissão Subterrânea: A Evolução em São Paulo e perspectivas para o
futuro [2]
Após esta primeira instalação, passaram-se a usar cabos tipo “H”, para as
classes de tensão de 25 kV e em malhas de distribuição de 15kV. Estes cabos
possuíam cada um sua própria blindagem de fita de cobre cuja finalidade é distribuir
43
igualmente o campo elétrico no isolamento, semelhante ao da Figura 18, esse
artifício permitiu ultrapassar as tensões de operação dos cabos anteriormente
possíveis até 25 kV. O conjunto dos três condutores era reunido com uma fita de
cobre, sobre o qual foi colocada a capa externa de chumbo.
Figura 18 – Cabo Blindado ( 3 Condutores 2/0. 25kV)
Fonte: Linhas de Transmissão Subterrânea: A Evolução em São Paulo e perspectivas para o
futuro [2]
Nessa época surgiram problemas com relação ao emprego dos cabos tipo
sólido, instalados em locais de declives e aclives acentuados. Essas diferenças da
disposição do cabo causavam a migração do óleo isolante para as partes onde o
perfil do terreno era mais baixo, ocasionando a ruptura da capa de chumbo por
aumento da pressão interna e, também pela formação de espaços vazios nas partes
onde o perfil do terreno era mais alto, que resultavam em defeitos elétricos por
deficiência da isolação.
A solução desses problemas só foi resolvida satisfatoriamente com a
aplicação de cabos a gás. O cabo a gás, demonstrado na Figura 19, também isolado
com papel impregnado, blindado com fitas metálicas e com capa de chumbo,
possuía dois tubos formados por espirais metálicas para a distribuição do gás ao
longo do cabo e mais um para conduzir diretamente o gás para as luvas de
44
emendas. A finalidade do gás era para evitar a formação de espaços vazios no
interior da isolação. Esses cabos necessitavam de um dispositivo automático para a
detecção de falhas de queda de pressão do gás abaixo de 10 lb/pol2, pois esta
queda de pressão poderia causar avarias no sistema de isolação. Devido ao custo
dos cabos a gás serem elevados, seu uso era restrito apenas a trechos
absolutamente necessários.
Figura 19 – Cabo a Gás (3 Condutores 500 000 CM, 25kV)
Fonte: Linhas de Transmissão Subterrânea: A Evolução em São Paulo e perspectivas para o
futuro [2]
Posteriormente, foram empregados cabos isolados com papel impregnado
com compostos não escoantes, tornando assim a migração do impregnante
insignificante para os trechos inferiores.
A primeira linha de transmissão subterrânea instalada entrou em serviço em
1949 também na cidade de São Paulo. Operando sob 88 kV e com 2,2 Km de
extensão. Essa linha foi construída com cabos importados, do tipo cheio de óleo sob
alta pressão denominado “PIPE”, com capacidade para transmitir 75MVA
continuamente. Era formado por cabos de cobre, com seção de 253 mm2 isolados
com papel impregnado com óleo, instalados no interior de um tubo de aço no qual a
45
pressão do óleo era da ordem de 200 lb/pol2. A ilustração deste cabo esta mostrada
na Figura 20.
Figura 20 – Cabo “PIPE”
Fonte: Linhas de Transmissão Subterrânea: A Evolução em São Paulo e perspectivas para o
futuro [2]
Em 1950 entrou em operação a primeira linha de cabo de 138 kV no Rio de
Janeiro. O cabo denominado tipo OF (Óleo Fluido), foi adquirido através de
importação junto a Akonite, e era provido de um canal interno através do qual o óleo
mineral, altamente desgaseificado, flui sob baixa pressão longitudinalmente, e
radialmente mantendo o isolamento impregnado. Esta instalação possuía uma
extensão de 4,5 km e foi instalada integralmente em dutos de barro vidrado de 4 ½’.
A seção do condutor de cobre era de 1 x 500 MCM.
Depois disso, em 1960 em São Paulo ocorreu a primeira instalação linhas de
transmissão subterrâneas com cabos do tipo OF de fabricação nacional. Esta linha
tinha 3,3 Km e capacidade contínua para 20 MVA, e foi construída para alimentar o
consumidor Siderúrgica Aliperti, com quatro cabos (três cabos para operação normal
e outro de reserva), com condutores de cobre de 70 mm2, isolados com papel
46
impregnado com óleo, capa externa de chumbo com proteção adicional de
neoprene, semelhantes ao da Figura 21 e da Figura 22.
Figura 21 – Componentes do Cabo do tipo Óleo Fluido (OF)
Fonte: Linhas de Transmissão Subterrânea: A Evolução em São Paulo e perspectivas para o
futuro [2]
Figura 22 – Cabo do tipo Óleo Fluido (OF)
Fonte: Aspectos Econômicos de Dimensionamento de uma LT Subterrânea [10]
47
3.1.1 Evolução das linhas de transmissão subterrâneas utilizando cabos tipo óleo
fluído
Para posteriormente mostrarmos as vantagens que os cabos extrudados
trouxeram em relação aos cabos isolados a óleo, relataremos o estado arte,
métodos de instalações, tipos de manutenções e questões de confiabilidade dos
cabos isolados a óleo. E ainda iremos levantar aspectos intangíveis em termos de
custos em instalações subterrâneas.
O desenvolvimento das linhas de transmissão subterrâneas utilizando cabo
OF passou por vários estágios, dos quais iremos destacar os mais importantes.
A fim de atender as contingências operativas, as linhas poderiam ser
instaladas com um circuito de quatro cabos (três para operação normal e um para
reserva), ou com dois circuitos (6 cabos sendo um circuito para operação normal e
outro para reserva).
Na linha composta por quatro cabos o circuito ficará desligado por defeito em
um dos três cabos somente o tempo necessário para ser efetuada a manobra de
troca pelo cabo reserva. Já na linha composta por dois circuitos, um circuito é
reserva do outro, sendo assim devem ser dimensionados para 100% da carga,
podendo ser ligados em paralelo, se esse esquema for o de operação normal cada
circuito ficará operando com 50% da carga máxima.
As
diretrizes
de
planejamento
e
as
possíveis
ampliações
é
que
recomendavam sobre o número de cabos a serem adotados, suas capacidades ou
mesmo sobre o número de cabos reservas necessários.
Em virtude da necessidade de evoluir o sistema para as tensões
regulamentadas pelo decreto número 73.080, de 05/11/73, a partir de 1974 os cabos
de 88 kV passaram a ser encomendados para tensões nominais de 138 kV, cujas
características básicas eram:
-
Tensão nominal de serviço: 138 kV;
-
Classe de tensão para isolação: 150 kV;
-
Capacidade: 85 MVA com fator de carga de 75%;
-
Seção do condutor: Cobre 400 mm2 ou alumínio 500 mm2;
-
Isolante: papel impregnado com óleo mineral;
48
-
Capa protetora: chumbo ou alumínio;
-
Capa externa: PVC preto ou polietileno preto;
-
Resistividade térmica do solo: 0,90ºC m/W.
Como a necessidade de transmitir várias potências continuou aumentando
ocorreu à construção de linhas de transmissão de 230 kV e 345 kV alimentadas por
cabos subterrâneos, cujas características básicas, por exemplo, para uma linha de
230 kV eram:
-
Tensão nominal de serviço: 230 kV;
-
Classe de tensão para isolação: 245 kV;
-
Capacidade: 570 MVA com fator de carga de 75%;
-
Seção do condutor: Cobre 1.200 mm2;
-
Isolante: papel isolante com óleo;
-
Capa protetora: chumbo;
-
Capa externa: polietileno preto;
-
Resistividade térmica do solo: 0,90ºC m/W.
Naquela época era importante ressaltar a questão de alguns componentes,
por exemplo, nos condutores e capas protetoras.
Com relação aos condutores, o material utilizado era preferencialmente cobre
por motivos econômicos. Mas recomenda-se atualmente solicitar uma cotação de
preços em alternativas cobre e alumínio e decidir pelo mais baixo.
Outra evolução verificada foi à utilização de capa de alumínio corrugada em
vez da capa de chumbo lisa. Capa de alumínio tem a vantagem de ter maior
resistência que o chumbo, melhorando as características físicas do cabo.
A evolução da capacidade de condução da corrente elétrica é relacionada
com a redução do aumento da temperatura do cabo, ou com o aumento da
tolerância do material isolante para temperaturas mais elevadas de operação.
A redução do aumento temperatura dos cabos pode ser obtida com redução
das perdas ôhmicas (perdas no próprio condutor ou nas capas protetoras), ou
diminuição das perdas dielétricas geradas nos isolantes. Neste caso, procura-se
usar materiais com tg δ menor, ou seja, reduzindo o fator de perda no dielétrico.
Nos cabos de corrente contínua não há perda no dielétrico, existem linhas
operando com ± 266 kV e ± 600 kV, podendo neste caso transmitir até 3.000 MW.
49
A outra forma de baixar a temperatura de operação dos cabos subterrâneos é
reduzir a resistência térmica não só do cabo, como do meio ambiente, ou seja, o
solo em volta do cabo (usando materiais especiais para enchimento das valas).
A redução da temperatura ambiente do cabo pode ser obtida também através
de resfriamento forçado.
Podemos diferenciar três tipos de resfriamento, o indireto, o direto e o interno:
No indireto, resfria-se o solo entorno do cabo por meio de tubos colocados
paralelamente aos cabos onde circula água. No resfriamento direto, os cabos OF
são colocados no interior de tubos de aço, onde é feita a circulação forçada de água.
Nos cabos tipo PIPE o fluido que esta dentro da tubulação envolve o cabo é o óleo.
Com esse recurso, consegue-se obter um acréscimo de transporte de energia de 30
a 50% acima da normal dependendo das extensões dos trechos de resfriamento.
O aumento da temperatura de operação pode ser obtido através do uso de
matérias isolantes com maior tolerância a temperaturas elevadas. Finalmente pode
ser feita a redução da capacidade eletrostática que é conseguida com emprego de
gás isolante (SF6), neste caso, os cabos têm semelhanças com os barramentos das
subestações, como se fossem barras continuas.
3.1.2 Método antigamente usado em larga escala para construção da Linha de
Transmissão Subterrânea
Neste capítulo iremos mostrar porque anos atrás quando se cogitava de
utilizar o sistema de transmissão subterrâneo seja para interligação de subestações
em perímetro urbano ou para atender consumidores de localização central, era
rejeitado de imediato. Pois a complexibilidade de instalação e manutenção além dos
custos dispendiosos deste tipo de instalação era realmente incomparável.
Mesmo assim havia casos onde não se podia fugir das linhas subterrâneas,
como foi visto no capítulo 2.
Consultamos como base para demonstrar os métodos utilizados, o manual de
instalações de linhas subterrâneas elaborado pela Light [9] e o artigo publicado por
Francisco e Aloísio [10].
50
Uma vez determinada à rota mais conveniente e econômica sob o ponto de
vista da construção civil e também levando em conta a circulação de veículos e dos
logradouros; inicia-se o estudo hidráulico da linha levando-se em conta o perfil
altimétrico, carga a transmitir, distância entre subestações e números de circuitos a
instalar na mesma vala. Tudo isso para decidir-se pela utilização dos diferentes tipos
de emendas.
Também era abordada a questão de tipo, capacidade, quantidade e locação
dos reservatórios de alimentação, bem como o sistema de alarme a adotar-se.
Quanto à pressão, destacamos a importância do projeto de permitir a
contração e dilatação do óleo fluído de acordo com o aumento ou diminuição de
temperatura do cabo, sem implicar em sucessivas variações de pressão prejudiciais,
sob o ponto de vista mecânico.
A adoção de emendas de retenção de emendas abertas ligadas a
reservatórios de alimentação, bem como emendas de retenção ligadas ou não a
estes reservatórios, dependiam exclusivamente do comprimento e do perfil
altimétrico da linha projetada.
Em alguns casos ocorria o emprego de emendas de retenção na interligação
de um novo trecho de cabos, a um mais antigo sem misturar o óleo fluído.
Podíamos dividir os serviços de construção civil nas seguintes classes;
•
Escavação de valas;
•
Construção de linhas de dutos de pvc;
•
Escavação das caixas de emendas;
•
Construção das caixas de proteção de emendas;
•
Construção de “manholes“ para tanques de alimentação;
•
Remanejamento e reconstrução de outros serviços públicos.
Escavação de valas
•
Demolição das pavimentações necessárias à execução da vala;
•
Separação dos materiais reaproveitáveis, e remoção dos materiais não
reaproveitáveis;
•
Escavação da vala de acordo com a seção nominal definida em projeto;
51
•
Escoramento contínuo com pranchas nas paredes escavadas;
•
Fornecimento e execução de um leito de areia peneirada para instalação
de cabos com espessura de 0,05 m;
•
Fornecimento e colocação de areia peneirada para proteção dos cabos,
em camada de 0,30 m;
•
Fornecimento e colocação de lajotas sobre os cabos, da forma indicada na
Figura 23;
Figura 23 – Lajota sobre os cabos
NOME DA CONCESSIONÁRIA
PERIGO
TENSÃO EM VOLTS
Fonte: Light – Serviços de Eletricidade S. A. [9]
•
Fechamento da vala com material residual reaproveitável, inclusive
fazendo a compactação;
•
Concretagem da base para recapeamento asfáltico, e recomposição total
da pavimentação no caso de outros tipos de calçamento;
•
Retirada da obra de todo material excedente;
•
Bombeamento, para escoamento das valas e escoamento apropriado das
águas.
52
Figura 24 – Escavação para 2 circuitos utilizando cabos OF
Fonte: Light – Serviços de Eletricidade S. A. [9]
53
Figura 25 – Escavação para 1 circuito utilizando cabos OF
Fonte: Light – Serviços de Eletricidade S. A. [9]
Construção de linhas de dutos de PVC
Este tipo de disposição difere da anterior apenas por se tratar do lançamento
de dutos para passagem dos cabos. Estes dutos devem ser envolvidos em concreto,
com uma espessura de 0,10 m na parte inferior e superior.
54
Escavação de caixas de emendas
•
Demolição da pavimentação necessária à execução da caixa;
•
Escavação propriamente dita da caixa;
•
Escoramento contínuo com pranchas de 2” x 12” travadas por pernas de
3” x 3”;
•
Preparo do fundo da caixa em concreto traço 1:3:5 e espessura igual a 10
cm. Sobre o concreto será confeccionado assoalho de madeira apoiado
sobre pernas de 3” x 3”, deixando-se uma abertura para bombeamento de
água;
•
Cobertura provisória de madeira em pranchas, após a instalação dos
cabos;
•
Construção da mureta de proteção em torno da caixa, em concreto
simples de traço 1:3:5, com espessura de 0,15 m e altura de 0,60 m. Esta
mureta servirá de proteção aos encarregados da montagem, bem como
evitará que ocorram penetrações de água proveniente de chuvas fortes,
que ocorram quando os cabos estiverem abertos por ocasião das
emendas;
•
Fechamento da escavação com material residual da abertura, inclusive
apiloamento, após construção das caixas de proteção de emendas;
•
Concretagem da base para recapeamento asfáltico;
•
Retirada de todo o material excedente, inclusive o resultante do
empolamento.
55
Figura 26 – Disposição das caixas de emendas para 2 circuitos utilizando cabos OF
Fonte: Light – Serviços de Eletricidade S. A. [9]
56
Figura 27 - Disposição das caixas de emendas para 1 circuitos utilizando cabos OF
Fonte: Light – Serviços de Eletricidade S. A. [9]
Construção de caixas de Proteção de Emendas e Mureta de apoio dos Cabos
•
A caixa de emendas recebe uma camada de concreto simples por ocasião
de sua abertura. Confeccionadas as emendas e após observação da solda
e de possíveis vazamentos, inicia-se a execução das caixas de proteção e
das muretas de apoio dos cabos, em alvenaria de ½ tijolo juntas
argamassadas, sem revestimento. Estas caixas são preenchidas com
areia de fina granulometria;
•
Fornecimento e recobrimento das caixas de proteção de emendas das
muretas e de um modo geral de toda a área da caixa de emendas, por
lajotas.
57
Figura 28 – Caixa de proteção de emendas utilizando cabos OF
Fonte: Light – Serviços de Eletricidade S. A. [9]
Construção de “manholes “ para tanques de Alimentação
•
Os “manholes” São construídos em concreto armado, de dimensões
compatíveis com o número de reservatórios que se pretende abrigar;
•
O fundo do “manhole”, o teto e as paredes não são revestidos. O concreto
apresentar-se-á liso, sem falhas e, sobretudo impermeável;
•
Tampão utilizado é o mesmo empregado em “vaults”, com sobtampão e
tranca, a fim de evitar a entrada de água. Também é provido de escada de
ferro galvanizado, para facilitar visitas periódicas de inspeção.
58
Dimensões empregadas para Valas, Caixas de Emendas, “Manholes“ e linhas
de dutos
Tabela 3 – Dimensões empregadas para Valas
Circuitos
Dimensões
1 Circuito Trifásico
2 Circuito Trifásico
3 Circuito Trifásico
Largura
0,80
0,90
1,00
Profundidade
1,70
1,70
1,70
OBS: Dimensões em metros
Fonte: Light – Serviços de Eletricidade S. A. [9]
Tabela 4 – Dimensões das Caixas de Emendas
Quantidade e Tipo de Emenda
6 Emendas
Dimensões
4 Emendas
Alimentação
Normais
ou
3 Emendas
Alimentação
Normais
Retenção
ou
Alimentação
Normais
Retenção
ou
Retenção
Largura
3,10
3,50
2,60
3,00
2,20
2,60
Comprimento
10,50
12,00
7,50
9,00
7,00
8,60
Profundidade
2,20
2,20
2,20
2,20
2,20
2,20
OBS: Dimensões em metros
Fonte: Light – Serviços de Eletricidade S. A. [9]
59
Tabela 5 – Dimensões de “Manholes“ para Tanques de Alimentação
Quantidade de Reservatórios
Dimensões
Até 6 Reservatórios
De 6 a 18 Reservatórios
Largura
2,00
2,00
Comprimento
3,00
5,00
Altura
2,00
2,00
OBS: Dimensões em metros
Fonte: Light – Serviços de Eletricidade S. A. [9]
E as linhas de Dutos de PVC devem ter um diâmetro de aproximadamente 5”
ou 6”.
A saturação do subsolo pelas redes de outros serviços públicos, nem sempre
corretamente cadastradas, bem como, os problemas de licenciamento para a
execução de escavação nas vias públicas, devido à dificuldade de escoamento de
veículos nos grandes centros, têm conduzido as seguintes soluções:
•
Sustentação e escoramento provisório daqueles serviços públicos para
possibilitar a instalação dos cabos sob as galerias em tubulações,
implicando na reconstrução, após a instalação e dos cabos, dos serviços
públicos inevitavelmente danificados, em certos casos, durante os
trabalhos. A maioria das vezes tais galerias ou tubulação de água,
esgotos, etc, rompem-se a simples retirada de aterro de recobrimento,
devido ao desequilíbrio de pressões, já que as mesmas operam
geralmente em sobrecarga;
•
Remanejamento para outra posição, de galerias e tubulações, tais como
ramais residenciais de água, esgoto, gás, etc. Evidentemente, tais
serviços realizados por outro órgão de utilidade pública, somente poderão
ser executados, se tecnicamente viáveis, a critério daquelas instituições.
Outro problema que poderiam surgir era os de remanejamento de cabos de
transmissão já instalados quando se constituíam em obstáculos à construção de
importantes obras públicas, tais como viadutos, túneis etc.
60
Tais situações, indesejáveis sob todos os aspectos, são evitadas ao máximo
e, atualmente, por ocasião de elaboração dos projetos de cabos de transmissão, são
confrontadas as rotas escolhidas com todos e quaisquer serviços ou obras públicas
que se realizam.
3.1.3 Evolução do nível de potência nas linhas de transmissão subterrâneas
Para abordarmos as técnicas de resfriamentos em cabos isolados a óleo,
utilizadas para aumentar a potencia transmitida nas linhas de transmissão
subterrâneas tomamos como base os métodos descritos nos artigos de Julio e Teruo
[5], Aloísio e Carmine [8], Geraldo, Samir e Carmine [7] e Julio, Fernando e Aloísio
[6].
Face à saturação que os serviços públicos trouxeram às camadas mais
superficiais do solo das zonas urbanas, a profundidade de instalação dificilmente é
inferior a 1,5 m. Nestas condições os níveis de potências transportáveis são
substancialmente reduzidos, se forem mantidas as técnicas convencionais.
Diante deste problema existem sempre pelo menos duas alternativas
disponíveis:
a) Aumento do nível de tensão da transmissão;
b) Aumento da capacidade de condução de corrente dos condutores através
da melhoria das condições de dissipação de calor gerado pelos cabos.
Esta necessidade de se transportar grandes blocos de potência em altíssimas
tensões utilizando cabos subterrâneos com a menor ocupação possível de espaço
na via pública, juntamente com o limite da seção máxima de condutores a ser
fabricado mostrou a necessidade de serem usados artifícios para resfriamento dos
cabos.
Três tipos de resfriamento forçados são os mais estudados atualmente, o
interno, o integral e o lateral, os quais descritos abaixo.
O resfriamento interno é caracterizado pelo fato do óleo de impregnação dos
cabos ser forçado a circular pelo canal central dos mesmos e a passar por uma
estação de resfriamento retornando a seguir aos cabos a uma temperatura préfixada. O calor é retirado diretamente do condutor.
61
Diferentemente do anterior, o resfriamento integral é feito pelo meio
refrigerante que circula dos dutos onde estão alojados os cabos, retirando assim o
calor diretamente da capa dos cabos. Os meios refrigerantes mais utilizados são
água e ar/água.
Já o resfriamento lateral, também chamado de resfriamento por tubos em
separado, consiste da instalação dos cabos e tubos diretamente enterrados, sendo
os tubos colocados próximos e em paralelo aos cabos; com a circulação de água
pelos tubos é retirado calor do meio ao redor dos cabos, possibilitando uma maior
troca de calor entre o cabo e o meio ambiente.
Estes sistemas de resfriamento supriam a necessidade de transmitir maiores
potências que aquelas possíveis com sistemas resfriados naturalmente.
O sistema de resfriamento interno era aquele que tinha melhor rendimento de
troca de calor, possibilitando o transporte de blocos de potência realmente elevados;
em contrapartida, era o sistema que tinha maior número de elementos a serem
desenvolvidos e principalmente tinha que ser contornado o problema de
contaminação do óleo isolante no bombeamento. Já o sistema com resfriamento
integral possuía poucas vantagens de transporte de potência quando comparado
com o resfriamento lateral possuía os mesmos problemas de acessórios e ainda
estava sujeito a deformações cíclicas nos cabos, que não ocorrem naquele tipo de
resfriamento.
Figura 29 – Resfriamento Integral – Deformação do cabo com os circuitos de carga
Fonte: Sistema de Transmissão Subterrânea com Resfriamento Forçado [8]
62
Finalmente o resfriamento lateral, podia ser realizado sem grandes
dificuldades, existindo a necessidade da melhoria do resfriamento do terminal e
emenda. Portanto, é o tipo que mais rapidamente pode ser colocado em condições
de atender ás necessidades de transporte de potências na maioria dos casos.
Figura 30 – Protótipo do resfriamento lateral – seção típica
Fonte: Sistema de Transmissão Subterrânea com Resfriamento Forçado [8]
Para fins ilustrativos abaixo apresentamos um quadro comparativo com o
nível de potência transmitidas com cada um dos tipos de resfriamentos.
63
Figura 31 – Resfriamento forçado – Potências transportáveis Cabo OF 400kV
Fonte: Sistema de Transmissão Subterrânea com Resfriamento Forçado [8]
3.1.4 Manutenção dos cabos tipo óleo fluído e PIPE de transmissão subterrânea
Depois das exigências do setor elétrico, com a implantação de serviços
específicos, de prevenção e correção de falhas e defeitos as concessionárias
desenvolverão a manutenção preventiva para essas instalações.
Para podermos mostrar como é feita e côo é difícil a manutenção dos
sistemas construídos com cabos isolados a óleo fluido e do tipo “PIPE” descrito no
capítulo 2, consultamos o artigo publicado por Agostinho e Sylvio [4] e pudemos
destacar os seguintes aspectos de manutenção preventiva e corretiva e ainda os
principais problemas detectados nestes sistemas.
Manutenção preventiva
Como na maioria dos cabos utilizados, a isolação é feita por óleo fluído a
maior preocupação nestas instalações era a queda de pressão do óleo isolante ao
longo do cabo unipolar, em virtude de falhas de montagem, defeitos de fabricação
de componentes, falhas de operação, ação do meio e de terceiros sobre os
acessórios. Outros objetos que necessitam de atenção especial são os pontos de
64
conexão entre cabos e entre cabos e barramentos, assim como entre as capas
metálicas e os pontos de aterramento das mesmas.
Sendo assim são programados e realizados os seguintes serviços de
manutenção preventiva:
c) Inspeção e Manutenção de Terminais
O terminal externo de um cabo subterrâneo, em virtude do tipo de
instalação usada, torna-se o único componente do cabo que se tem
acesso. Por estar em uma estrutura de aço galvanizado e exposto ao meio
ambiente, está submetido a ações de produtos químicos, ocasionando
problemas como oxidação das partes metálicas, fenômenos de ordem
elétrica e interferências.
Objetivando a eliminação destes programados e realizados com
periodicidade anual:
•
Inspeção, limpeza e/ou substituição de conectores entre
cabos subterrâneos e barramentos ou cabos aéreos, bem
como conectores de aterramento das capas metálicas;
•
Inspeção e substituição de componentes da estrutura de
apoio e do terminal;
•
Pintura dos acessórios expostos ao tempo, tais como
estruturas de suporte, compensadores de variação de
volume de óleo, entre outras;
•
Limpeza do terminal de porcelana.
d) Limpeza das Caixas de Alimentação
São caixas de concreto armado, e enterradas para proteção do
sistema hidráulico e de alarme dos cabos contra atos de vandalismo e
contra as condições atmosféricas, sendo instaladas ao longo do itinerário
dos cabos sempre ao lado das caixas de emendas.
65
Por motivo de imperfeições construtivas e problemas advindos do
tipo de instalação, constantemente permitem a infiltração de água
ocasionando a deterioração dos componentes. Para minimizar estes
problemas, são realizados serviços de drenagem através de bombas
submersíveis e limpeza no interior dessas caixas, com periodicidade
variável de acordo com a precipitação pluviométrica.
e) Manutenção no Sistema de Alarme de Pressão de Óleo
Este sistema é composto por manômetros dispostos nas caixas de
alimentação e nos terminais de acordo com o número de circuitos
hidráulicos existentes, munidos de contatos duplos de alarme de alta e
baixa pressão, normalmente fechados e interligados em série, através de
cabos telefônicos subterrâneos ou aéreos, com o painel de alarmes
instalados na estação.
A manutenção dos sistemas de alarme é realizada com
periodicidade semestral, através de desmontagem dos manômetros com
objetivo de se efetuar testes de continuidade dos alarmes e verificar a
flexibilidade dos contatos, uma vez que devido às condições de umidade
existentes no interior das caixas e as condições estáticas dos ponteiros,
geralmente ocorre o emperramento dos mesmos.
Manutenção Corretiva
Caracteriza-se pela retirada de operação do cabo, seja imediata, pela atuação
do sistema de proteção, ou através de solicitação do setor responsável.
a) Falha no Circuito de Óleo
É detectada pelo alarme de pressão de óleo através dos contatos
dos manômetros, pode ser ocasionada por perfurações das fases do cabo
66
subterrâneo de transmissão causada por terceiros ou pela deterioração de
um componente do sistema hidráulico.
Depois de confirmar a veracidade do alarme é solicitado o
desligamento do cabo e acionado o fabricante para a normalização da
mesma no circuito de óleo correspondente, a fim de evitar a
despressurização do cabo e conseqüentemente minimizar o tempo de
desligamento.
Imediatamente após a comunicação é efetuada inspeção ao longo
do itinerário, com o objetivo de encontrar escavações recentes que
possam ter originado a perfuração e por conseqüência a falha.
Caso contrário, o óleo no cabo encontra-se em condições normais
de operação, procede-se uma inspeção nos contatos de alarme e cabo
telefônico.
b) Falha Elétrica
Caracteriza-se
pela
ocorrência
de
um
curto
circuito,
com
conseqüência a atuação do sistema de proteção e retirada imediata do
cabo de operação. Ocasionada pela interferência de terceiros, causando a
perfuração das fases.
O procedimento adotado consiste na leitura de pressão do óleo
isolante ao longo do itinerário com o objetivo de identificar o circuito de
óleo correspondente e localizar o ponto de falha. Depois solicita a
empresa fabricante do cabo para injeção de óleo isolante, abertura da vala
e exposição do cabo para realização de reparo provisório.
No caso do circuito ser composto por 4 cabos, sendo 3 fases e 1
reserva, e somente um cabo tenha sido afetado, solicitar a retirada do
referido cabo de operação e substituindo-o pelo cabo reserva, energizando
o circuito normalmente. Posteriormente o fabricante fará o reparo definitivo
que geralmente consiste na substituição de um trecho de cabo e a
realização de 2 emendas normais.
67
Problemas em Cabos tipo “PIPE”
a) Tratamento em óleo isolante
Em 1983, durante testes realizados no óleo isolante de uma linha
de 230kV contatou-se que o valor da rigidez dielétrica encontrava-se perto
do valor mínimo especificado de 25kV/mm, em contraposição com o valor
obtido no cabo de 40kV/mm, e também um decréscimo de 1000 galões
U.S. de óleo em relação ao nível mínimo estabelecido, isso ocasionado
por ocorrências registradas em dois terminais.
Com a finalidade de normalizar as condições de operação, tornouse necessário o tratamento deste óleo e a complementação do nível de
reservatório, serviços estes dificultados em virtude da falta de parâmetros
que os orientassem das condições inadequadas do óleo disponível no
almoxarifado e da inexistência deste produto no mercado nacional.
b) Deterioração de Guarnições em Terminais
Devido ao vazamento de óleo isolante na câmara interna, ocorreu a
deterioração
das
guarnições.
Sendo
assim
precisava-se
fazer
a
desmontagem dos terminais com cuidados especiais para evitar a perda
de óleo e trocar as guarnições deterioradas.
c) Vazamento de óleo na câmara interna
Em 1984, constatou-se o vazamento de óleo da câmara interna de
alta pressão para a câmara externa, e depois foi identificado o problema
como a falta de aperto das flanges da câmara interna. Isso necessitou de
um grande empenho da equipe de reparo uma vez que o tipo construtivo
dificulta a manutenção interna.
68
Problemas em cabos “OF”
a) Corrosão em Componentes de Cabos
Devido o material de vários componentes serem feitos de aço
galvanizado, principalmente dentro das caixas de alimentação onde a
entrada de água e a falta de ventilação ocasionam forte presença de
umidade, ocorre a corrosão destes componentes.
Para combater este problema são utilizados meios de manutenção
já citados como a limpeza das caixas de alimentação e a pintura destes
componentes com a linha energizada. Porém do ponto de vista de
segurança e do próprio combate a corrosão é bastante ineficaz uma vez
que não permite o acesso total aos componentes. Por causa disto opta
pela substituição das peças e realizando a sua manutenção em locais
apropriados.
b) Substituição de Componentes de Manômetros
Devido à deterioração dos componentes de manômetros tais como
ponteiros, escalas e contatos em função das condições presentes no
interior das caixas, bem como por defeitos de origem elétrica, exige a
substituição imediata dos mesmos a fim de normalizar o sistema de
alarme.
Para solucionar esse tipo problema torna-se necessário à
substituição completa do manômetro pelo fato da incompatibilidade dos
manômetros instalados e as peças de reposição. A troca é feita em
aproximadamente em 20 minutos, com o cabo em operação, restringindo a
retirada da supervisão de alarme. Isso é possível porque considerando as
condições de operação do cabo, cuja pressão do óleo em um período
relativamente curto, praticamente não sofre variação.
69
c) Conexões Hidráulicas
As interligações hidráulicas entre cabo e compensadores de
variação de volume de óleo e entre esses e manômetros são realizadas,
através de tubos de chumbo, possuindo em suas extremidades conexões
de bronze ou latão, fixadas através de soldas estanho-chumbo.
Estas conexões têm apresentado ao longo do tempo, em alguns
cabos,
trincas
longitudinais
decorrentes
de
falhas
de
material,
ocasionando vazamento de óleo isolante.
A substituição destas conexões que em alguns casos é muito
trabalhosa, exigindo o congelamento do óleo contido no tubo de chumbo,
acarreta problemas operacionais, uma vez que torna necessário o
desligamento do cabo.
d) Deterioração de Soldas em Emendas e Terminais
A existência deste tipo de defeito, mais freqüentes em cabos com
capa metálica de alumínio cujo processo de solda exige cuidados
especiais e também ocorrendo em cabos com capas metálicas de chumbo
ocasiona vazamento de óleo que de acordo com a sua amplitude e queda
de pressão, leva a retirada do cabo de operação.
A reconstrução destas soldas tem sido realizada pelos fabricantes,
adotando-se sobre as mesmas, um reforço mecânico à base de fita de
fibra de vidro e resina sendo a reincidência muito difícil de acontecer.
3.2
ASPECTOS CONSTRUTIVOS
Comparando as duas formas de instalação, vemos que neste aspecto, de
maneira geral, as Linhas aéreas são infinitamente mais fáceis e rápidas de instalar
em condições normais.
Basicamente, dentro de um projeto de uma LTA, para reduzir seus custos de
implantação, tenta-se obter o maior vão possível entre estruturas, economizando
70
assim torres e postes de transmissão. Isto resulta muitas vezes em dificuldades de
acesso as estruturas devido justamente aos pontos de instalação (normalmente
picos e lugares altos). Quando a linha corta grandes centros urbanos, a instalação
de LTA´s pode se inviabilizar.
As dificuldades de instalação de redes subterrâneas também são conhecidas.
A seguir, mostraremos os métodos de instalação e também comentaremos o
aplicado a nosso projeto.
3.2.1 Instalação de cabos Subterrâneos
A definição de como o cabo deve ser instalado, considera, entre outros, dois
fatores importantes: o critério de aterramento das blindagens e o método de
instalação a ser implementado.
Aterramento das Blindagens
As utilizações de blindagens multi-aterradas ocorrem tanto com cabos
instalados em trifólio como em plano. Os cabos em trifólio (triângulo eqüilátero com
os cabos encostados, Figura 32), têm a vantagem de ocuparem pouco espaço para
sua instalação, reduzindo o volume de escavações nas instalações em valas. Os
cabos em plano (com os cabos afastados um do outro) com a blindagem multiaterrada, raramente são utilizados, devido a exigir valas mais largas e terem perdas
devido a corrente de circulação na blindagem elevadas.
71
Figura 32 – Cabos em trifólio, em vala
Fonte: Aspectos Econômicos de Dimensionamento de uma LT Subterrânea [10]
O sistema “cross bonding” de aterramento das blindagens, realiza a
transposição dos condutores com relação às blindagens de modo a se conseguir
praticamente o cancelamento das correntes circulantes nas blindagens. O sistema
“single point bonding” com as blindagens aterradas em uma única extremidade tem
como vantagem à eliminação das perdas ôhmicas nas blindagens, reduzindo dessa
maneira as perdas totais e permitindo a circulação de uma corrente maior no
condutor.
72
Figura 33 – Cabos instalados em plano com blindagem cross-bonding
Fonte: Aspectos Econômicos de Dimensionamento de uma LT Subterrânea [10]
3.2.2 Métodos de Instalação
Aqui, o principal e único fator determinante é o local onde a obra será
executada.
Métodos convencionais
São aqueles que trabalham a céu aberto em valas ou banco de dutos.
73
a) Instalação em valas
A largura das valas é função de como os cabos serão instalados, ou
seja, em “trifólio” quando se utilizam valas com 800 mm de largura, ou em
plano quando a largura passa para cerca de 1300 mm. A profundidade
1600 mm é um valor de referência para instalações em vias públicas.
As instalações em valas são utilizadas em locais com pouco
transito, onde é possível manter a vala aberta pôr um período longo,
necessário para se completar a abertura de todo o lance e permitir o
lançamento dos cabos.
A principal vantagem das instalações em valas é permitir lances
longos, reduzindo o número de emendas (acessórios e obras civis). É
viável o puxamento de lances da ordem de 1000 metros, facilmente
fornecidos no caso de cabos OF, quando a instalação é em vala.
b) Instalação em Dutos
As instalações em dutos são utilizadas nas regiões de maior
congestionamento/tráfegos intenso, bem como em locais onde o subsolo
tem baixa capacidade de suporte.
A principal vantagem que este método apresenta é que podem ser
construídos em trechos curtos, da ordem de 40 metros, evitando-se a
interrupção da via pública em grandes extensões.
Outra grande vantagem dos bancos de dutos é permitir a existência
de dutos para instalações futuras, reduzindo o custo real da obra..
Os lances permitidos para puxamento em dutos são da ordem de
250 a 300 metros, dependendo do número de curvas existentes no trajeto,
Nas vias públicas normalmente é constituído pôr um envelope de concreto
dentro do qual estão os dutos.
Atualmente é mais usual a utilização de dutos de polietileno de alta
densidade, fabricado em lances de 40 metros. Se o local permitir podem
74
ser instalados sem o envelope de concreto, apenas envolto em “back fill”
de boas características térmicas.
Métodos não destrutivos
a) Processo PITH
Consiste em cravar diretamente no solo tubos metálicos de grande
diâmetro (870 mm pôr exemplo), cobrindo a extensão necessária para a
instalação do cabo. A parte interna do tubo é escavada à medida que é
instalado, ficando auto suportada.
Posteriormente é necessário preencher a parte interna construindose um banco de dutos.
Sua desvantagem é a mesma dos bancos de dutos, ou seja,
permitir apenas lances pequenos, devido às dificuldades de puxamento.
Além disso, a dificuldades de construção do banco de duto dentro
do tubo pode resultar em problemas maiores durante o puxamento dos
cabos.
Esse método tem sido utilizado em travessias especiais e devemos
prever a instalação lances de cabos da ordem de 200 a 250 metros. Seu
custo de referência é pouco superior ao de uma linha de dutos
convencional.
b) Túneis e Galerias.
Os túneis e galerias são utilizados em regiões de maior
congestionamento/tráfico
intenso
e/ou
que
possuem
o
subsolo
congestionado.
São vantajosos para linhas de alta potência ou quando é necessária
a instalação de numerosos circuitos de potência e outros serviços.
Como exemplo a LTS Norte-Miguel Reale 345 kV, para 1200 MVA,
com 15 km de extensão, sendo os 5 km que atravessa o centro de São
75
Paulo, executada em túnel, construído pelo processo NATM, sem causar
grandes problemas na superfície.
Dentro dos túneis os cabos são instalados de modo similar a
instalações em valas, permitindo portanto lances longos.
Seu custo é semelhante ao de instalação de uma linha em vala,
desde que seja instalado no piso do túnel. A diferença de preço resultado
se deve a diferença entre os preços das obras civis.
No caso de outro tipo de fixação dos cabos dentro do túnel o preço
pode aumentar, como o exemplo da Figura 34, cabos fixados em
braçadeira.
Figura 34 – Cabos em túneis fixados por braçadeiras
Fonte: Aspectos Econômicos de Dimensionamento de uma LT Subterrânea [10]
76
c) Navigator
Estão sendo realizados testes para viabilizar a instalação de linhas
subterrâneas, com a utilização de sondas que fazem a perfuração
longitudinalmente, direcionada por um controlador na superfície do solo. É
passado um cabo guia que posteriormente realizará o puxamento dos
dutos em polietileno, dentro dos quais serão instalados os cabos.
Nesses dutos os cabos tanto podem ser instalados um em cada
duto, com aterramento das blindagens em “cross bondig”, para grandes
blocos de potência (superiores a 150 MVA) ou três cabos em trifólio num
único duto. Os lances ficam também limitados a 200/250 metros devido às
dificuldades de puxamento.
O preço de instalação dos cabos é semelhante ao de instalações
em dutos, Sua grande vantagem é que os preços das obras civis são
inferiores ao de abertura das valas e causam pouca interferência na
superfície.
77
Figura 35 – Comparativo dos tipos de instalação
Fonte: Aspectos Econômicos de Dimensionamento de uma LT Subterrânea [10]
3.3
CONFIABILIDADE
Os dados de confiabilidade de linhas de transmissão subterrâneas são
escassos e de difícil acesso.
Na linha de 69kV da ponte Hercílio Luz (CELESC) nunca ocorreu uma falta de
energia por causa de falha nos cabos. Linhas de distribuição de 13,8kV
subterrâneas do centro de Curitiba tem uma estimativa de 0,25 Falhas/Km.ano,
sendo à parte destas falhas devido às falhas de conexões nos transformadores,
inundação de cabinas de AT, etc. Cabos isolados em Óleo fluido tem confiabilidade
bastante elevada, cerca de 0,5x10-3 falhas/km.ano na rede subterrânea de São
Paulo, estes cabos são fabricados no Brasil de 69 a 520kV e no mundo até 1100kV.
Possíveis falhas nos cabos podem acontecer por motivos alheios às
concessionárias de energia e são muito raramente causados por agentes naturais.
78
As falhas são causadas por erro ou omissão humanas. Os fatos mais comuns são
cravação de estacas causando defeitos permanentes em cabos, escavação com
máquinas tipo retro-escavadeira, perfurações diversas, etc.
3.4
MANUTENÇÃO
3.4.1 Manutenção Preventiva
Algumas Linhas de transmissão instaladas em nosso sistema, tem a ele
acoplado o chamado sistema de monitoração de cabos.
Das necessidades das concessionárias de energia elétrica que operam linhas
de transmissão, podemos destacar:
i)
Transmitir o máximo de energia que a linha suporta, principalmente em
emergência.
ii)
Reduzir custos, tempo de interrupção, aumentar a eficiência da
manutenção.
O principal fator limitante para a capacidade de transmissão de potência é a
temperatura do condutor. Para linhas diretamente enterradas ou em galerias, as
normas usadas para definir capacidade de transmissão e as considerações de
projeto das condições de pior caso podem levar a um dimensionamento do cabo
superior ao necessário em relação às condições reais da instalação. A linha
instalada pode transmitir mais energia do que o especificado no projeto original.
Somente com informações coletadas através de uma extensa pesquisa das
condições do solo (umidade e resistividade térmica) ao longo de todo o trecho, e ao
longo de vários anos, seria possível realizar o projeto com pequena margem de
segurança.
Isso
é
normalmente
impossível
ou
economicamente
inviável,
principalmente para linhas extensas. Ainda assim, considerando-se toda a vida útil
da instalação (tipicamente 40 anos), seguramente as condições de pior caso usadas
no projeto serão mais severas do que as condições realmente presentes na linha.
79
Caso uma falha na operação ou instalação de uma linha subterrânea não seja
identificado a tempo, os custos podem ser grandes para a concessionária, tanto pelo
custo de reparo como pelo tempo de interrupção da linha.
No caso de monitoração, os dados de campo são coletados em uma série de
pontos ao longo da linha.
Figura 36 – Sistema de monitoramento de cabo subterrâneo
Fonte: Sistema de monitoração de cabos [28]
O cálculo realizado para determinar a temperatura do condutor recebe como
entrada a temperatura da cobertura, a temperatura do solo e a corrente elétrica no
condutor.
O modelamento térmico do cabo e do solo é realizado usando-se as normas
IEC 287 (ampacidade em regime a plena carga) e IEC 853 (ampacidade em regime
de emergência considerando o transitório térmico).
O sistema é adaptativo e recalcula a resistividade e capacidade térmica do
solo com o decorrer do uso. Como saída, além da temperatura do condutor em
80
tempo real, o sistema fornece uma tabela de sobrecorrentes admissíveis para uma
série de tempos pré-definidos, exemplo: para uma corrente nominal de 650 A seriam
fornecidas as saídas de 1200 A para 10 min, 900 A para 30 min, e assim por diante.
Também é fornecido o tempo para atingir a temperatura nominal, mantida a
corrente atual.
3.4.2 Sistema de monitoração de defeitos em Linhas Subterrâneas – Manutenção
corretiva.
Detectar e localizar falhas incipientes em cabos subterrâneos, antes que
aconteça efetivamente uma falha elétrica, e evitar faltas repetitivas tem enormes
benefícios potenciais quanto à satisfação do cliente, economia de capital, custo
operacional e qualidade das estatísticas de fornecimento.
A análise estatística de falhas nos cabos fornece a chave para se entenderem
os tipos de faltas que acontecem. A análise de falhas em cabos de média tensão
indica dois principais tipos: externas e internas.
As falhas externas são falhas na cobertura ou no bloqueio contra penetração
de água. Surgem principalmente em virtude de danos na hora da instalação. A
aplicação de técnicas de monitoramento de condições de referência pode identificar
circuitos individuais com alto risco de falha. Algumas das técnicas de monitoramento
nestas condições incluem:
i)
Tan δ e variação de tan δ
ii)
Impedância de seqüência zero
iii)
Mapeamento de descargas parciais
iv)
Refletômetro por domínio do tempo
A falha no cabo por descarga própria é rara, porém na maioria dos casos,
pode ser atribuída à fuga térmica no isolamento, devido à técnica de emenda ou a
presença de vácuos no isolamento. As técnicas de monitoramento destes defeitos
incluem:
81
i)
Ensaios de pressão (corrente alternada e contínua)
ii)
Queda de potencial
iii)
Mapeamento de descarga parcial por VLF (baixa freqüência)
v)
Tan δ e variação de tan δ
iv)
Imagem térmica das terminações
v)
Ultra sonografia
Existem dois tipos também de técnicas de monitoramento que podem ser
dividas por: técnicas off line de monitoramento e técnicas on line.
3.5
ASPECTOS AMBIENTAIS E RISCOS
As questões ambientais, relacionadas às linhas de transmissão subterrâneas
são mínimas, pois como já citado anteriormente, seus efeitos não são mensuráveis
sobre o meio físico, já que não há significativa emissão de ruídos, campos
eletromagnéticos, aumento de processos erosivos. Sobre o meio biológico o impacto
também é pequeno e sobre o meio sócio econômico não há significativa mudança
na vida diária nem exposição da população a riscos.
Em relação aos riscos, estes somente se apresentam na fase construtiva da
linha, após os riscos desaparecem, sendo que a possibilidade de acidentes, no
caso, o mais provável seria eletrocussão num curto circuito fase-terra envolvendo
pessoas é mínimo havendo aterramento correto da blindagem.
3.6
IMPACTOS VISUAIS
O aspecto visual sem dúvida é uma das principais vantagens dos sistemas
subterrâneos em relação ao aéreo em grandes centros urbanos, pois não gera a tão
desagradável poluição visual. Além disso, em redes de distribuição de energia por
exemplo, as empresas prestadoras de serviços como distribuição de energia,
telefonia, TV por assinatura e até mesmo saneamento podem juntos fazer galerias
com espaços reservados para cada serviço, limpando assim o espaço aéreo das
ruas.
82
4
METODOLOGIA – ESTUDO DE CASO
Neste capítulo iremos fazer inicialmente um breve comentário sobre as
características da linha urbana aérea implantada na cidade de Joinville, informando
o motivo de sua construção, critérios para a definição da linha, breve comentário
sobre a construção e valores globais e parciais da obra em questão para que
possamos dar continuidade a nosso estudo de caso.
Depois apresentaremos os critérios para a especificação, dimensionamento e
custos de uma possível instalação de uma LT subterrânea que teria como função
substituir a LT aérea onde esta passa por locais mais densamente habitado, em
perímetro urbano.
Desta forma, a LT resultante apresentada em nosso trabalho, seria uma linha
mista, sendo que, no trajeto onde o traçado passa por áreas desabitadas, a linha irá
permanecer aérea como foi construída, e no trajeto urbano, mais densamente
povoado analisaremos a viabilidade técnico-financeira para a substituição desta
parte por uma linha subterrânea.
Com base nestes dados iremos analisar o trecho da linha em questão para
podermos efetuar um comparativo de custos e aspectos que possam influenciar o
projeto de novas LT’s urbanas.
4.1
LINHA DE TRANSMISSÃO 69 KV AÉREA JOINVILLE I – JOINVILLE V
Junto a CELESC – Centrais Elétricas de Santa Catarina, obtemos a
informação que a LT em questão, foi implementada com o intuito de aumentar a
capacidade de fornecimento de energia da SE Joinville v, assim como melhorar a
confiabilidade da mesma.
A SE Joinville V era anteriormente suprida através de uma LT aérea de 69 kV,
circuito simples, que seguia praticamente o mesmo traçado da nova LT, porém com
o aumento da demanda energética da região, era necessário um aumento no
transporte de energia da SE Joinville I para a SE Joinville V. Após estudos de
viabilidade e projeções de demanda, foi decidido por parte da Celesc que a LT
83
existente seria substituída por outra LT de maior capacidade de transporte de
energia que seguiria basicamente o mesmo traçado da anterior.
Decidiu-se então construir uma LT de circuito duplo com cabos do tipo CAA
477 MCM código Hawk, os quais em condições normais de operação suportam o
transporte de aproximadamente 60 MVA, sendo que com isso a nova LT teria a
capacidade total de 120 MVA, suprindo assim, com folga a demanda da região e
permitindo uma maior expansão no fornecimento de energia com o decorrer do
tempo e melhorando a confiabilidade do mesmo, uma vez que este é responsável
pelo abastecimento da região central da cidade e de pontos importantes da industria
e comercio de Joinville.
Seguindo os padrões locais em vigência para a construção de LT’s aéreas
urbanas, a LT em questão foi projetada em estruturas de concreto armado, com
exceção a estrutura de saída da SE Joinville I, que foi definida em torre metálica,
devido a um problema de acesso e altura mínima de segurança devido à travessia
da BR 101, sendo que o trajeto de 2,3 km foi dividido entre 32 estruturas que
seguem as seguintes características:
•
estrutura de concreto de suspensão, circuito simples, circular, 29 metros e
carga de topo 1500 daN, tipo SVC → 02 unidades;
•
estrutura de concreto de ancoragem, circuito simples, circular, 27 metros e
carga de topo 2100 daN, tipo AVC2 → 01 unidade;
•
estrutura de concreto de ancoragem, circuito simples, circular, 29 metros e
carga de topo 2100 daN, tipo AVC2 → 08 unidades;
•
estrutura de concreto de ancoragem, circuito simples, circular, 29 metros e
carga de topo 2400 daN, tipo AVC2 → 01 unidade;
•
estrutura de concreto de ancoragem, circuito simples , circular, 29 metros
e carga de topo 3500 daN, tipo AVC2 → 02 unidades;
•
estrutura de concreto de ancoragem, circuito duplo, circular, 29 metros e
carga de topo 3500 daN, tipo ADCE → 17 unidades;
•
estrutura metálica em circuito duplo tipo AGS1 + extensão de 9 m → 01
unidade.
Sendo que a disposição na linha e o desenho das mesmas encontram-se no
projeto da LT, em anexo, o qual foi feito pelo Departamento de Projetos da CELESC.
84
Para a proteção da LT foi estipulados um cabo pára-raios do tipo 101,5 MCM
código Petrel e um cabo OPGW 24 FO.
Um aspecto interessante que podemos observar nesta LT, e que nos pontos
onde existe um maior numero de casas e a largura da rua é menor, como nos casos
da rua Brigada Lopes e Max Collin, a linha que vem em circuito simples por um lado
da rua, abre-se em dois circuitos distintos, passando um em cada lateral da rua. Esta
manobra foi feita para diminuir a necessidade de desapropriar e indenizar os
moradores destas regiões, o que causaria um grande transtorno a população local,
uma vez que, em circuito simples, é avançar com os cabos alguns metros sobre a
rua devido aos braços das estruturas, fazendo com isso que os terrenos e casas
fiquem fora da faixa de servidão da linha.
A seguir, podemos observar a linha em circuito duplo na Figura 37 e em dois
circuitos simples na Figura 38, assim como, ter uma noção da dimensão das
estruturas em questão, comparando-as a um poste comum de distribuição na Figura
39 e com um pequeno prédio local na Figura 40.
85
Figura 37 - Circuito Duplo
Fonte: Grupo do projeto final
86
Figura 38 - Dois Circuitos Simples
Fonte: Grupo do projeto final
87
Figura 39 - Comparação com um poste comum de distribuição
Fonte: Grupo do projeto final
88
Figura 40 – Comparação com um prédio local
Fonte: Grupo do projeto final
4.1.1 CONSTRUÇÃO DA LINHA DE TRANSMISSÃO
A LT 69 kV Joinville I – Joinville V foi construída pela empresa Solluz
Construções Técnicas Ltda, em regime de contrato tipo “Turn Key”, onde a mesma,
além da construção da LT, é responsável ela aquisição dos materiais e
equipamentos para a obra em questão.
89
A obra iniciou-se em 02/12/2001 com a mobilização, e instalação do canteiro
de obras em Joinville, onde em seguida foi iniciado o trabalho de escavação e
concretagem das fundações das estruturas, de acordo com o projeto de autoria da
CELESC, e em paralelo a isso foi iniciada a aquisição dos materiais, devido ao prazo
de entrega dos mesmos (ate 60 dias dependendo do material).
Em Janeiro de 2002, iniciou-se o trabalho de içamento das estruturas, o qual
era feito com guindastes para 45 ton. ou superiores, devido ao peso e altura das
estruturas. Este serviço exigiu uma grande cooperação por parte da empreiteira,
concessionária e prefeitura local, uma vez que, pelo fato da obra ser, na sua maioria
paralela a linha existente, e em ruas importantes para o fluxo de veículos da cidade,
os serviços de içamentos necessitavam ser feitos em “pacotes”, ou seja, era
necessário que se levantassem vários postes em um pequeno espaço de tempo (06
h), pois para a execução destas manobras era necessária a interdição total da rua
que estava sendo executado o serviço, assim como o desligamento da LT existente
e as linhas de distribuição que cruzavam ou eram paralelas à nova LT, o que
ocasionava um grande transtorno a população local, exigindo com isso que a
manobra fosse realizada no menor tempo possível.
Alem deste transtorno, a LT não podia permanecer desligada por muito
tempo, devido à nova resolução da ANEEL (Agencia Nacional de Energia Elétrica),
que impõe limites mensais e anuais para desligamentos, cobrando multa da
concessionária caso estes sejam ultrapassados, o que exigia que todos os postes de
uma determinada região fossem levantados no mesmo dia, e o serviço ficasse
pronto, restando apenas o lançamento e regulação dos novos cabos para serem
executados em outro desligamento.
Na primeira quinzena de abril foram terminados os serviços na LT de Joinville,
sendo a mesma entregue a CELESC.
Com base nas notas fiscais e documentos internos referentes à obra em
estudo, o controle de obras da empresa Solluz fez um levantamento completo dos
custos da mesma, separando estes por mês e categorias chaves, chegando a
valores parciais e totais da obra, conforme podemos observar nas tabelas e gráfico
abaixo, sendo que com base nestes valores faremos posteriormente o comparativo
com o valor estimado de uma provável LT subterrânea no lugar da aérea. Vale a
90
pena ressaltar o grande percentual (66%) gasto em materiais eletromecânicos, ou
seja, estruturas, cabo condutor, cabos pára-raios, aterramentos, isoladores e
ferragens para cadeias de suspensões e ancoragens da LT em relação ao total da
obra.
91
Tabela 6 – Gastos Mensais na construção da LTA
CELESC - Planilha de Gastos Mensais
Joinville I - Joinville V
Custos - Pessoal
Item
Descrição
1 Salários
2 Horas Extras
3 Periculosidade
4 Encargos - 78%
5 Alimentação
6 Hospedagem
7 Viagens Mensais
nov/01
139,84
0,00
0,00
109,08
18,60
267,52
dez/01
4.236,45
2.315,81
876,48
3.304,43
2.054,68
997,50
6,50
13.791,85
jan/02
8.994,37
3.224,77
1.771,77
7.015,61
4.165,46
1.905,60
27.077,58
fev/02
mar/02
10.734,45 11.379,07
3.527,12 9.311,20
2.410,86 2.633,95
8.372,87 8.875,67
3.978,75 4.617,07
2.493,00 2.367,85
abr/02
5.962,88
1.572,84
1.239,96
4.651,05
4.003,20
1.144,00
31.517,05 39.184,81 18.573,93
Custos - Manutenção maquinas e veículos
Item
Descrição
1 Combustível
2 Reparos Veículos e Maquinas
nov/01
dez/01
790,30
0,00
790,30
jan/02
2.113,84
8.529,90
10.643,74
fev/02
2.275,17
nov/01
1.534,84
dez/01
2.453,15
622,64
jan/02
3.028,30
650,48
fev/02
1.959,92
530,70
889,01
104,15
mar/02
193,00
914,80
1.184,43
abr/02
1.025,44
39,50
146,85
855,61
70,72
1.534,84
3.075,79
3.678,78
3.483,78
2.292,23
2.138,12
nov/01
dez/01
1.000,00
jan/02
1.200,00
fev/02
mar/02
1.000,00
abr/02
2.275,17
mar/02
2.753,08
2.000,00
4.753,08
abr/02
2.168,39
680,00
2.848,39
Custos - Movimento de caixa
Item
1
2
3
4
5
6
7
8
Movimento de Caixa
Custos - EPI's + Uniformes
Item
1 Geral
Descrição
Custos - Diversos
Descrição
Item
1 Diversos
2 Mat. Eletromecânico
TOTAL MÊS
TOTAL OBRA
Moeda: Real
nov/01
dez/01
jan/02
fev/02
mar/02
abr/02
3.544,55 20.892,99 31.725,06 37.251,79 14.863,24 23.095,25
3.741,10 363.551,06 71.548,11 147.009,72 6.235,87 4.926,29
7.285,65 384.444,05 103.273,17 184.261,51 21.099,11 28.021,54
nov/01
dez/01
jan/02
fev/02
mar/02
abr/02
9.088,01 403.101,99 145.873,27 221.537,51 68.329,23 51.581,98
899.511,99
Fonte: Grupo do projeto final
92
Tabela 7 – Custo Global da LTS
CUSTOS - JOINVILLE I - JOINVILLE V
1.200.000,00
1.000.000,00
800.000,00
R$
600.000,00
400.000,00
Gastos
200.000,00
nov/01
dez/01
jan/02
fev/02
mar/02
abr/02
MESES DE OBRA
nov/01
5.346,91
3.741,10
9.088,01
9.088,01
CUSTOS SERVIÇOS
CUSTOS MATERIAIS
CUSTOS M + S
IMPOSTOS + CUSTOS OPERACIONAIS (13%)
CUSTOS + IMPOSTOS
dez/01
39.550,93
363.551,06
403.101,99
38.519,66
412.190,00
jan/02
74.325,16
71.548,11
145.873,27
68.936,73
558.063,26
fev/02
74.527,79
147.009,72
221.537,51
99.096,73
779.600,78
mar/02
62.093,36
6.235,87
68.329,23
98.401,98
847.930,01
abr/02
46.655,69
4.926,29
51.581,98
118.905,25
1.018.417,24
COMPOSIÇÃO DOS CUSTOS
12%
16%
2%
4%
Pessoal
Concreto
Locação Equip.
Mat. Eletromec.
Diversos
66%
DESCRIÇÃO
Pessoal
Concreto
Locação Equip.
Mat. Eletromec.
Diversos
VALOR
111.838,81
16.981,67
38.348,00
592.085,86
140.257,65
Moeda: Real
Fonte: Grupo do projeto final
4.2
LINHA DE TRANSMISSÃO 69KV SUBTERRÂNEA
Em nosso projeto, propomos a mudança da parte aérea urbana para cabos
subterrâneos com isolamento em EPR, como alternativa para diminuir os impactos
causados pela mesma na cidade em questão.
Desta forma a possível linha resultante teria seus primeiros 800m com uma
LT aérea, onde a mesma passa por uma região desabitada. Para fins comparativos
tivemos que fazer a correção do valor gasto na época da realização da obra, que foi
no final do ano de 2001 e começo de 2002 para os dias de hoje. Para isso usando o
índice IPC-SP da Fipe, conforme Tabela 8.
93
Posteriormente seguiria subterrânea por mais aproximadamente 1500m,
aonde chegaria na SE Joinville V. Para o estudo comparativo, determinamos o valor
gasto para a execução destes 1500m conforme demonstrativo abaixo, e com base
neste valor iremos comparar com os custos estimados para este mesmo trajeto em
LT subterrânea, seguindo praticamente o mesmo traçado e atendendo as mesmas
características de carga da LT aérea existente.
Tabela 8 – Tabela de correção dos valores da LTA
Custo da LT aérea no trecho em estudo na época
R$ 618.950,00
Custo da LT aérea corrigido (9,95%)
R$ 680.536,00
Fonte: Grupo do projeto final
Para a elaboração do projeto subterrâneo, iniciamos pela determinação do
local por onde passariam os cabos junto ao Eng. Valdir Campos Junior da SEINFRA
(Secretaria de Infra-estrutura) da cidade de Joinville, aonde chegamos a conclusão
que o melhor local para a instalação dos cabos seria sob uma das calçadas, a uma
profundidade superior a 1,20m para evitarmos com isso as tubulações de telefonia e
água potável que passam pela calçada e também evitando as tubulações de água
pluvial e esgoto que passam sob a rua, e causando assim um mínimo de transtorno
ao fluxo viário da região, e evitando futuros problemas com a canalização de gás
natural que irá passar a aproximadamente 1m do meio fio, sob a rua.
Com base em dois encontros feitos com projetistas de LT’s, foi possível
determinar a forma de instalação dos cabos e alguns parâmetros para o
dimensionamento dos condutores isolados para 69kV.
Numa primeira reunião, feita com o Eng. José da Silva Neto, responsável pelo
DEPC (Departamento de Projeto e construção) da empresa CELESC, tomamos
conhecimento da forma de construção da LT subterrânea, onde nos foi informado
que os cabos isolados em EPR são enterrados diretamente no solo, em valetas de
1,5m de profundidade por aproximadamente 1,0m de largura, o que fica em
94
conformidade com a profundidade aconselhada pala prefeitura da cidade. Estas
dimensões asseguram uma ótima proteção dos cabos contra pressões superficiais e
agentes externos, assim como garante uma boa dissipação de calor.
Para assegurar a integridade dos cabos devido a esforços causados pelo
transito de veículos, e também como uma forma de impedir rompimentos acidentais ,
usa-se o seguinte critério:
•
No
fundo
da
cava
é
colocada
uma
camada
de
areia
com
aproximadamente 0,10m para um melhor assentamento dos cabos e para
evitar danos na parte inferior dos cabos.
•
Os cabos são lançados diretamente sobre esta camada e sobre eles é
colocado mais areia, até uma altura de 0,35m a partir a primeira camada.
Estas camadas de areia são compactadas com o auxilio de água e
ferramentas.
•
Sob esta segunda camada, são colocadas lajotas de concreto armado
com uma dimensão de aproximadamente 0,8x0,8x0,05, em toda a
extensão da valeta para dividir melhor a pressão e proteger contra agentes
externos.
•
Sobre as lajotas e colocado mais uma camada de areia compactada com
aproximadamente 0,2m como uma forma de 1° aviso contra escavações
indesejadas.
•
O resto da vala é reaterrada com terra compactada e por fim, é refeita a
cobertura original (calçada, asfalto, etc...).
No desenho abaixo é possível visualizar, de forma gráfica estas camadas, e
também como seria executada a instalação destes cabos.
95
Figura 41 - Escavação para 2 circuito utilizando cabos EPR
Fonte: Grupo do projeto final
Em uma segunda visita, feita à Pirelli, conversamos com o Eng. Aloísio José
de Oliveira Lima do departamento de projetos da Pirelli e o Sr. Rubens Bertim de
Campos, Gerente de Produtos e Aplicação, onde conseguimos confirmar a forma de
instalação descrita acima e levantar outros dados importantes sobre o projeto.
Para conservarmos as características originais da LT existente determinamos
que a possível LT subterrânea também teria dois circuitos, e chegamos à conclusão
que a melhor forma de instalação dos cabos seria em trifólio, pois desta forma,
apesar de termos uma diminuição na capacidade de transporte de corrente devido à
perda de dissipação térmica, não temos o problema de desequilíbrio de indutâncias
dos cabos e também temos uma menor corrente de circulação pela blindagem do
cabo, o que diminui a espessura da mesma.
96
Como as bobinas destes cabos, tem em média 600m, observamos a
necessidade da existência de no mínimo duas emenda em cada cabo, sendo que
estas emendas são pré-fabricadas e não requerem nenhum cuidado especial após a
sua aplicação, ou seja, não é necessário à construção de caixas de inspeção, sendo
que estas podem ser enterradas diretamente no solo assim como o restante dos
cabos.
Na figura abaixo podemos observar um cabo semelhante ao que seria usado
nesta obra.
Figura 42 – Cabo com isolação em EPR
Fonte: Evolução dos Sistemas de Transmissão Subterrânea [27], slide 02.
Na transição entre a linha subterrânea e a linha aérea, definimos uma torre
metálica para dar maior sustentação mecânica, uma vez que os cabos subterrâneos
sobem pelo centro da torre e são conectados aos cabos da linha aérea por grampos
paralelos.
Com base nos dados que nos foram passados pelos Eng. Aloísio (Pirelli),
Eng. José Neto (Celesc) e por intermédio de um material para dimensionamento de
cabos isolados em EPR para tensões até 69 kV, retirado do site da FICAP [34],
chegamos aos seguintes resultados quanto ao dimensionamento dos cabos.
97
4.2.1 Calculo da Bitola dos Cabos
Potência total da linha: S=120 MVA (2x60)
Corrente nos cabos: Ic
Ic =
S 3φ
3 *V
=
60 MVA
3 * 69kV
= 502 A [1]
Segundo critérios de dimensionamento para cabos isolados em EPR para
tensões até 69 kV:
Corrente corrigida nos cabos: Icor
Icor =
onde:
Ic
502
=
= 629 A [2]
Fca * Fcs * Fct * Fcp 0,81 * 1,08 * 0,96 * 0,95
Fca = Fator de correção por agrupamento
Fcs = Fator de correção devido ao solo
Fct = Fator de correção devido a temperatura
Fcp = Fator de correção devido à profundidade dos cabos
Com base no valor de corrente corrigida encontrada, e de posse da tabela
para dimensionamento de cabos, é possível encontrar para este caso uma secção
de 400mm2 com condutor de cobre para os cabos da linha, os quais suportam uma
corrente de aproximadamente 664A.
Citamos que, para o nosso caso foram considerados dois circuitos instalados
diretamente no solo, em trifólio, considerando solo com presença de umidade.
Chegamos então a conclusão que, para o nosso caso, teremos dois circuitos
com cabos de 400mm2
ou seja, S = 2x(3x400mm2), resguardando assim as
características de carga e n° de circuitos da linha aérea existente.
98
De acordo com o possível traçado da nova LT, em anexo, conseguimos
separar os 1500m de sua extensão em 350m de terra, 1028m de calçadas e 107m
de ruas, para um melhor levantamento dos custos para a implantação da linha.
No caso de uma instalação segundo as especificações acima citadas,
estimamos um custo de aproximadamente R$ 1.825.342,30, demonstrados nas
tabelas abaixo.
Tabela 9 – Custos de pessoal e equipamento na construção da LTS
PLANILHA DE CUSTOS PESSOAL/EQUIPAMENTOS
NOME DA OBRA:
LT 69 kV SUBTERRÂNEA
MÃO DE OBRA DIRETA
Mão de obra
qtd
MESES
Engenheiro
Encarregado
Encarregado Almoxarife
Montador B
Montador A
Ajudante
1
1
1
2
4
6
3
3
3
3
3
3
Sub-Total de mão de obra
Total de Mão de Obra
15
EQUIPAMENTOS
Combustivel (estimado)
Trator c/ guincho trazeiro
Munck
Caminhão
Maquita
Veículo pequeno (s´manutenção)
Retro escavadeira
Cavalete Porta Bobina Hidraulico
Compactador
Rompedor
Dinamômetro
Teodolito World/Hope
Alojamento
TOTAL EQUIPMENTOS
1
1
1
1
2
1
1
3
2
2
3
1
1
3
3
3
3
2
3
3
3
3
3
1
3
3
Salário
2.500,00
1.200,00
600,00
460,00
560,00
315,00
10.000,00
6.500,00
6.000,00
2.000,00
55,00
800,00
5.000,00
1.000,00
480,00
360,00
800,00
500,00
3.000,00
Peric (30%)
360,00
138,00
168,00
Total sal
7.500,00
4.680,00
1.800,00
1.794,00
2.184,00
945,00
L sociais
(127%)
6.000,00
3.744,00
1.440,00
1.435,20
1.747,20
756,00
FOLHA
9
200
Alimentação
EPIs
27,00
27,00
27,00
54,00
108,00
162,00
200,00
200,00
200,00
400,00
800,00
1.200,00
30,00
30,00
30,00
60,00
120,00
180,00
57.553,20
405,00
3.000,00
450,00
TOTAL
30.000,00
19.500,00
18.000,00
6.000,00
220,00
2.400,00
15.000,00
9.000,00
2.880,00
2.160,00
2.400,00
1.500,00
9.000,00
118.060,00
Mão de Obra + Equipamentos
TAXAS E IMPOSTOS
Gerenciamento
ISSQN (sobre serviços)
IR e Contribuição Social
PIS
COFINS
CPMF
LUCRO
Viagens
13.500,00
8.424,00
3.240,00
6.458,40
15.724,80
10.206,00
FERRAM
L/A/T
Taxas
TOTAL
673,92
259,20
516,67
1.257,98
816,48
540,00
336,96
129,60
258,34
628,99
408,24
135,00
84,24
32,40
64,58
157,25
102,06
14.432,00
9.776,12
3.918,20
7.811,99
18.797,02
13.074,78
3.524,26
1.762,13
575,53
67.810,12
67.810,12
30.000,00
19.500,00
18.000,00
6.000,00
220,00
2.400,00
15.000,00
9.000,00
2.880,00
2.160,00
2.400,00
1.500,00
9.000,00
118.060,00
185.870,12
0,00%
5,00%
2,28%
0,65%
3,00%
0,30%
0,00%
0,00
3.390,51
4.237,84
1.208,16
5.576,10
557,61
0,00
TOTAL DE TAXAS E IMPOSTOS
14.970,21
TOTAL FINAL DE VENDA
Moeda: Real
200.840,33
Fonte: Grupo do projeto final
99
Tabela 10 – Custo Global da LTS
COMPOSIÇÃO DE CUSTOS
Item
Pessoal / Equipamentos
Areia
Lajotas (80x80x5)
Estrutura metálica p/ transição
Recomposição calçada
Recomposição asfalto
Cabo
Emendas
Terminais 69 kV
Grampo paralelo
Isolador vidro
Grampo de ancoragem
Grampo de suspensão
Elo bola
Concha olhal
Manilha
Concreto 15 MPA
Teste HIPOT
Unid.
meses
m3
pç
unid
m2
m2
m
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
m3
unid
Quant. Valor Unit. Valor Total
3
200.840,00
975
23,00
22.425,00
1875
4,60
8.625,00
1
24.343,80
24.343,80
1028
15,60
16.036,80
107
45,00
4.815,00
0,00
9200
12
12
12
66
6
6
12
12
12
20
1
134,00 1.232.800,00
10.800,00
129.600,00
14.400,00
172.800,00
19,75
237,00
35,65
2.352,90
62,50
375,00
68,50
411,00
9,90
118,80
19,80
237,60
18,70
224,40
145,00
2.900,00
6.200,00
6.200,00
TOTAL GERAL
Moeda: Real
Fonte: Grupo do projeto final
1.825.342,30
100
5
RESULTADOS
Este capítulo irá resumir as vantagens e desvantagens das linhas de
transmissão aéreas e subterrâneas.
O quadro resumo mostra tópico por tópico abordado no decorrer deste
projeto, podendo fazer um comparativo técnico, social e financeiro entre a solução
que foi implementada na cidade de Joinville, que compreende a construção da linha
de transmissão aérea em todo o itinerário, e a solução apresentada neste projeto, a
qual planejamos ao invés de fazer a linha de transmissão aérea na parte urbana da
cidade, fazer ela subterrânea por meio de cabos isolados a seco.
101
Tabela 11 – Quadro Resumo
Quadro Comparativo Resumo
Itens
Aspectos
Construtivos
Confiabilidade
Manutenção
Linha Aérea
Linha Subterrânea
Já se tem bastante experiência; muitas empresas
prestam este tipo de serviço.
Poucas empresas prestam este serviço.
Mais fácil e rápido de se executar que a LTS.
Maior dificuldade de instalação.
Poucos custos imprevistos.
Riscos financeiros maiores na execução,
principalmente em grandes centros urbanos.
Imprevistos na execução no caso das obras civis.
Comparativamente elevado número de falhas
Cerca de 250 vezes mais confiável que linhas
aéreas
Custos elevados de manutenção/equipes(linha
viva).
Custos reduzidos de manutenção.
Deve-se haver um plano de manutenção preditiva
regular ao longo do itinerário da linha tanto em
cabos, torres, acessórios e também na vegetação
próxima e de acesso as linhas.
No caso de cabos isolados a seco (EPR) não há
necessidade da manutenção preditiva.
Pouco tempo de indisponibilidade no caso de
A manutenção quando necessária será corretiva e
defeitos permanentes, porém o número de
provocará indisponibilidade da linha por um longo
manutenções corretivas é muito elevado por
tempo. Porém como a linha está enterrada e assim
estarem expostas ao meio ambiente, ao ser
protegida é muito difícil de acontecer.
humano e por exigir grandes esforços mecânicos.
Aspetos
ambientais e
Riscos
Impactos
Visuais e
Sociais
Restrições pesadas e multas com novas lei
ambientais.
Pouquíssimas restrições.
Apresentam riscos constantes para a população
(quedas de suportes, abarrotamentos, efeitos de
campos eletromagnéticos, etc).
Riscos comuns somente durante as obras civis
durante sua construção.
Problemas para o planejamento da cidade.
Não há restrições
Impactos visuais severos, descontentamento da
população local. Desvalorização de imóveis e
terrenos, Turismo prejudicado.
Grande vantagem das instalações subterrâneas
Custo Global
R$
680.536,00
R$
1.825.342,30
Custo p/ Km
R$
453.690,66
R$
1.216.894,86
Fonte: Fonte: Grupo do projeto final
102
6
CONCLUSÃO
Vivemos em uma época de transições em que novas visões de investimentos
devem ser implantadas nas concessionárias de energia nos próximos anos. Vários
aspectos vêm sendo mais bem analisados e estudados como forma de diminuir
prejuízos em longo prazo. Entre estes prejuízos se encontram custos intangíveis que
podem ser mais bem traduzidos em gastos com riscos potenciais, degradação da
fauna e flora locais, gastos jurídicos, etc.
Também estão em evidência não só a preocupação com prejuízos, mas sim
com o lucro estendido, que obras bem feitas e planejadas garantem. Cidades estão
cada vez mais preocupadas com sua atração turística e de investimentos e, portanto
com um planejamento coerente para tal. Cidades evoluídas da Europa dos Estados
Unidos já começaram seu planejamento muito antes de suas cidades virarem
atrações.
Em termos de tecnologia, tivemos grandes avanços na área de transmissão
subterrânea com elevação da potência e da tensão suportadas pelos cabos. O
desafio agora é fazer com que estes avanços significativos se tornem cada vez mais
viáveis economicamente e provavelmente já estamos perto de oferecer soluções
melhores com preços cada vez mais competitivos para os grandes centros urbanos.
Posto que cada vez mais as linhas subterrâneas estarão presentes nas cidades,
mais empresas também oferecerão serviços para tal fim e com isso teremos não só
“know how” em linhas subterrâneas mas também serviços mais baratos e
competitivos.
Economicamente falando, no começo da década de 80 os autores falavam
em seus artigos que a solução subterrânea era em torno de 10 vezes mais cara que
a solução aérea, portanto não viável economicamente. E assim criou-se um
paradigma que até hoje profissionais e concessionárias mantêm.
Porém nosso trabalho vem para mostrar o avanço da tecnologia empregado e
servir como auxilio na definição de novos projetos de linhas de transmissão em
centros urbanos, apresentando uma alternativa viável de transmissão, se analisado
o contexto geral, como custo implantação, manutenção, segurança, confiabilidade,
preservação do meio ambiente e impacto visual.
103
Chegamos ao valor da linha subterrânea de 2,7 vezes o valor da linha aérea.
Isso mostra que essa diferencia reduzirá até a ponto de uma equivalência
econômica, porem com vantagens imensuráveis para a sociedade, comprovando
uma nova tendência para obras em locais urbanos, onde o custo começa a deixar de
ser o único fator para as decisões, passando a integrar um conjunto com questões
ambientais, preservação de patrimônios públicos, privados e culturais, opinião
publica e questões legais.
Analisando nossa proposta de projeto final com os resultados apresentados,
verificamos que todos os itens foram atendidos com êxito. Tivemos dificuldades em
relação a material de pesquisa escasso e também ao fato de uma falta no mercado
de projetistas e técnicos de instalação. Também em conseguir dados de projetos de
linhas subterrâneas.
O estudo que realizamos serve como base para linhas subterrâneas de 69kV
em circuito duplo porém muito fácil de ser ampliado para outras classes de tensões e
configurações. Dentro desta área ainda podem ocorrer muitas variações que geram
custos ou podem viabilizar ainda mais as linhas subterrâneas.
Deixamos então espaço para novos estudos e projetos que poderão surgir
nesta área e que complementariam este estudo:
•
evolução dos cabos subterrâneos – novas tecnologias;
•
estudos de caso para tensões mais elevadas: 138 – 500kV;
•
redução de custos para implantação de linhas subterrâneas em
grandes centros urbanos, utilizando galerias em parceria com outras
prestadoras de serviço (telefonia, saneamento, etc);
•
análise de riscos de linhas aéreas em comparação com linhas
subterrâneas.
104
7
[1]
REFERÊNCIAS
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109
8
ANEXOS
Tabelas complementares do projeto da linha aérea de 69kV em estudo da
cidade de Joinville
FUNDAÇÕES EM MANILHA
MANILHAS
N°
N°
DIAM
DIAM ALT ALT CAIXA
TIPO ALT CARGA (m) 1,0m 0,5m INT(M) Há
EST
POR
01 AVC2 27 2100 1,20
3
1
02 AVC2 29 2400 1,20
4
09 ADCE 29 3500 1,50
4
10 ADCE 29 3500 1,50
4
11 ADCE 29 3500 1,50
4
12 ADCE 29 3500 1,50
4
13 ADCE 29 3500 1,50
4
14A AVC2 29 2100 1,20
6
14B AVC2 29 2100 1,50
6
15A AVC2 29 2100 1,50
6
15B AVC2 29 2100 1,50
6
16 ADCE 29 3500 1,50
4
17 ADCE 29 3500 1,50
4
18 ADCE 29 3500 1,50
6
19 ADCE 29 3500 1,50
4
1
21 ADCE 29 3500 1,50
4
22A ADCE 29 2100 1,20
4
22B ADCE 29 2100 1,20
4
23A SVC 29 1500 1,20
4
1
23B SVC 29 1500 1,20
4
1
24A AVC2 29 2100 1,20
4
24B AVC2 29 2100 1,20
4
25A AVC2 29 3500 1,50
4
25B AVC2 29 3500 1,50
4
POR
TOTAL
DIRETORIA DE ENGENHARIA E OPERAÇÃO
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA E
CONSTRUÇÃO
1,07
1,08
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,30
1,08
1,08
0,70
0,70
0,70
0,70
0,70
2,70
2,70
2,70
2,70
2,70
0,70
0,70
2,70
1,20
0,70
0,70
0,70
1,08
1,08
1,30
1,30
0,70
0,70
0,70
0,70
N1
N2
VOL
N°
PESO
DIAM ESP COMP PESO
DIAM ESP COMP PESO AÇO(KG) DES
VOL CONC VOL
(kg)
Hf CONC MAGRO AREIA QUANT (mm) (cm) (cm) (kg) QUANT (mm) (cm) (cm)
(N1+N2) REF
0,50
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,15
0,50
0,50
0,15
0,15
0,15
0,15
1,26
1,12
2,15
2,15
2,15
2,15
3,04
3,04
3,04
3,04
3,04
2,15
2,15
3,04
2,38
2,15
1,12
1,12
0,57
0,57
1,12
1,12
2,15
2,15
0,09
0,09
0,12
0,12
0,12
0,12
0,13
0,13
0,13
0,13
0,13
0,12
0,12
0,13
0,13
0,12
0,09
0,09
0,11
0,11
0,09
0,09
0,12
0,12
0,86
0,93
0,93
0,93
0,93
3,58
3,58
3,58
3,58
3,58
0,93
0,93
3,58
1,60
0,93
0,86
0,86
12
12
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
12
12
10,0
10,0
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
10,0
10,0
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
350
400
400
400
400
400
600
600
600
600
600
400
400
600
450
400
400
400
26,2
30,0
59,3
59,3
59,3
59,3
89,0
89,0
89,0
89,0
89,0
59,3
59,3
89,0
66,7
59,3
30,0
30,0
15
17
17
17
17
17
25
25
25
25
25
17
17
25
19
17
17
17
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
366
366
460
460
460
460
460
460
460
460
460
460
460
460
460
460
366
366
13,6
15,4
19,4
19,4
19,4
19,4
28,5
28,5
28,5
28,5
28,5
19,4
19,4
28,5
21,6
19,4
15,4
15,4
39,8
45,4
78,7
78,7
78,7
78,7
117,5
117,5
117,5
117,5
117,5
78,7
78,7
117,5
88,3
78,7
45,4
45,4
0,86
0,86
0,93
0,93
12
12
15
15
10,0
10,0
12,5
12,5
30
30
30
30
400
400
400
400
30,0
30,0
59,3
59,3
17
17
17
17
6,3
6,3
6,3
6,3
25
25
25
25
366
366
460
460
15,4
15,4
19,4
19,4
45,4
45,4
78,7
78,7
47,97
2,75
50,72
OBRA: LT 69 kV JOINVILLE I - JOINVILLE V
OBS: VER DESENHOS DE REFERÊNCIA ANEXOS
1768,4
REVISÃO:
LT -
FOLHA: 1/1
DATA: OUT/01
FUNDAÇÕES EM TUBULÃO
DIAM DIAM
FUSTE BASE Hf
Hb
Ht
(m)
(m)
(m) (m) (m)
N° TIPO
03 EAMD 0,90
1,40 2,60 0,40 3,10
DEO / DPEC / DVLT
TABELA DE FUNDAÇÃO
VOL CONC
(m3)
2,23+0,64*E
ARMADURA
N2
N1
VOL
COMP ESP
DIAM
COMP
ESCV DIAM
(cm) PESO (kg)
(mm) QUANT
(m)
PESO (kg)
(m3) (mm) QUANT (m)
2,23 12,5
14
320+E 18 44,3+13,8*E 6,3 13,0+4*E 281,00 0,7+QUANT
OBRA: LT 69 kV JOINVILLE I - JOINVILLE V
LTDATA: OUT/01
1
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
3
3
2
2
2
2
OBS: VER DESENHO ANEXO
FOLHA 1/1
110
ESTRUTURA
POSIÇÃO
DEFLEXÃO
EXT /
CARGA OU
NA
PÉ
A
PÉ
B
PÉ
C
PÉ
D
ALT
- (m) ESTACA + (m) GRAU MIN SENT FRENTE
21,58
27
2100
A01
83
39
E
5,28
29
2400
A02
50
34
E
101,12
6
9
9
9
9
A04
41
19
E
185,98
29
3500
4
A06X
9
26
D
162
29
3500
6
A08
164,18
29
3500
90
A10X
90,88
29
3500
A10X
0
44
E
184,33
29
3500
A10X
184
83,95
29
3500
A12X
35
7
D
43
29
3500
A12-1X
1
28
D
71,84
29
3500
A12-2X
4
41
D
45
29
3500
A13X
40
29
E
41,56
29
3500
A14X
3
13
E
122,99
29
2100
A15X
2
37
E
115,95
29
2100
A16X
5
28
D
16,92
29
3500
A17X
72
1
E
65,23
29
3500
A18X
53
48
D
41,6
29
3500
A19X
33
2
D
87,47
29
3500
A20X
3
13
E
113,3
29
3500
A22X
2
5
D
181,96
29
3500
A25X
6
20
D
80,58
29
2100
A25-1X
7
8
E
76,24
29
1500
A39
44
74,33
29
2100
A40
22
84,32
29
3500
A41X
90
0
E
16,2
N° TIPO
POR
1 AVC2
2 AVC2
3 EAMD
4 ADCE
5 ADCE
6 ADCE
7 ADCE
8 ADCE
9 ADCE
10 ADCE
11 ADCE
12 ADCE
13 ADCE
14B AVC2
15B AVC2
16 ADCE
17 ADCE
18 ADCE
19 ADCE
20 ADCE
21 ADCE
22B AVC2
23B SVC
24B AVC2
25B AVC2
POR
DISPOSIÇÃO PÉS OBS:
1 - ESTRUTURAS A SEREM FORNECIDAS EM DUAS PARTES
B
EIXO A
LT
D
C
DIRETORIA DE ENGENHARIA E OPERAÇÃO
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA E CONSTRUÇÃO
DIVISÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO
N°
13
14A
15A
16
TIPO
ADCE
AVC2
AVC2
ADCE
21
22A
23A
24A
25A
POR
ADCE
AVC2
SVC
AVC2
AVC2
ACUMULADA REFERÊNCIA
N°
DA
MÉDIO GRAV BÁSICO
km
FUNDAÇÃO OBS
1
22
13,43
17
21,58
1
5
53,2
23
26,86
101
143,55 183
127,98
182
173,99 186
313,96
166
163,09 191
475,96
165
127,53 137
640,14
90
137,61 123
731,02
184
134,14 119
915,35
84
63,48
63
999,3
43
57,42
59
1042,3
72
58,42
61
1114,14
45
48,28
52
1159,14
52
87,28
89
1210,7
123
119,47 122
1333,69
116
66,44
76
1449,64
17
41,08
43
1466,56
65
53,42
69
1531,79
2
42
64,54
47
1573,39
54
100,39 -15
1660,86
113
147,63 371
1774,16
182
131,27 -35
1956,12
81
78,41
83
2036,7
75,29
86
2112,94
73
79,33
88
2187,27
89
50,26
72
2271,59
16
2287,79
REVISÃO:
VÃOS (M)
TABELA DE LOCAÇÃO
OBRA: LT 69 kV JOINVILLEI - JOINVILLE V (LT2)
LT - 19102
DATA: NOV/2001
FOLHA: 1/2
ACUMULADA REFERÊNCIA
ESTRUTURA
POSIÇÃO
DEFLEXÃO
VÃOS (M)
EXT /
CARGA OU
NA
N°
DA
ALT PÉ A PÉ B PÉ C PÉ D - (m) ESTACA + (m) GRAU MIN SENT FRENTE MÉDIO GRAV BÁSICO
km
FUNDAÇÃO OBS
29
3500
A14X
7
17
E
122,88 87,22
86
1210,7
123
29
2100
B15X
1
32
D
101,87 112,38
98
1333,58
102
29
2100
B16X
18
13
E
32,59
67,23
69
1435,45
0
29
3500
B17X
84
50
E
65,23
48,91
61
1468,04
29
29
29
29
29
3500
2100
1500
2100
3500
82,3
A25X
B25X
B25X
B26X
B26X
2
1
2
11
E
D
90
0
E
76,2
79,97
76,24
69,33
82,33
4,28
130,97
78,11
72,79
75,83
43,31
-34
63
79
83
47
0
80
73
82
1956,12
2036,09
2112,33
2181,66
2263,99
2268,27
DISPOSIÇÃO PÉS OBS:
1 - ESTRUTURAS A SEREM FORNECIDAS EM DUAS PARTES
B
REVISÃO:
EIXO A
LT
D
C
DIRETORIA DE ENGENHARIA E OPERAÇÃO
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA E CONSTRUÇÃO
DIVISÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO
FOLHA: 1/2
TABELA DE LOCAÇÃO
OBRA: LT 69 kV JOINVILLEI - JOINVILLE V (LT2)
LT - 19102
DATA: NOV/2001
111
Fotos da linha de 69kV aérea em estudo tiradas na cidade de Joinville-SC
112
Fotos da linha de 69kV subterrânea utilizando cabos isolados a seco na
subestação da cidade de Florianópolis-SC
113
Fotos da linha de 69kV subterrânea utilizando cabos isolados a óleo fluído na
subestação da cidade de Florianópolis-SC
114
Trajetórias da linha aérea construída e da pré-projetada linha subterrânea