estudo comparativo lts aéreas e subterrâneas 2003

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7/15/2019 Estudo comparativo LTs aéreas e subterrâneas 2003 http://slidepdf.com/reader/full/estudo-comparativo-lts-aereas-e-subterraneas-2003 1/126 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

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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

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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 deEngenharia Elétrica ênfase Eletrotécnica doCentro Federal de Educação Tecnológica doParaná, apresentado como requisito parcial paraobtenção do título de Engenheiro Eletricista.Professor orientador: Ayrton Roberto Lopes.Professor co-orientador: Jorge Carlos Guerra.

CURITIBA

2003

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DALTON HAICK PIERDONÁ

MARCELO ALVAREZ FERNANDES

ONEIL SCHLEMMER

VALMIR TERLUK

ESTUDO COMPARATIVO TÉCNICO/FINANCEIRO ENTRE LINHAS DETRANSMISSÃO AÉREAS E SUBTERRÂNEAS, EM GRANDES CENTROS

URBANOS 

Este Projeto Final de Graduação foi julgado e aprovado como requisito parcial paraobtenção do título de Engenheiro Eletricista pelo Centro Federal de EducaçãoTecnológica do Paraná.

Curitiba, 27 DE FEVEREIRO DE 2003.

 ______________________________ Prof. Carlos Alberto Dallabona

Coordenador de CursoEngenharia Industrial Elétrica - Eletrotécnica 

 ______________________________ Prof. Paulo Sérgio Walenia

Coordenador de Projeto Final de GraduaçãoEngenharia 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

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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 nosapoiaram nos momentos difíceis e nasmadrugadas passadas em claro, estudando,pensando ou escrevendo não só durante aconfecção deste, mas em todo o período deestudos de nossa Engenharia.

III

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AGRADECIMENTO

 Agradecemos primeiramente aos nossosorientadores Ayrton Roberto Lopes e Jorge Carlos

Corrêa Guerra, que nos auxiliaram para que otrabalho saísse na direção correta, ao idealizador Danilo Rosset e aos prezados Rubens Campos e Aloísio Lima da Pirelli Energia e ao Doutor JorgeTamioka que nos atenderam prontamente parasolucionar qualquer dúvida que tivéssemos.Também agradecemos a CELESC – CentraisElétricas de Santa Catarina na pessoa dosSenhores José Neto da Silva e Ronaldo Quinaut. Ao A Solluz Construções Técnicas representadaspelos Senhores José Inácio Drosdoski e AndréDolinsk Campos.

IV

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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

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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

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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 redesubterrânea ..............................................................................................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

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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

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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

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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 aoapresentar 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 nossoprojeto da linha subterrânea. Chegamos a posterior conclusão que o melhor custo-

benefício 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

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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

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1 PROPOSTA DE TRABALHO

1.1 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 aérease 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

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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 duploem 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.

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3

1.3.2 Objetivo Específico

• Levantar os dados de projeto da LT aérea existente para

posteriormente utilizá-los no projeto da LT 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.

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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 emrelação a tradicional, analisando principalmente a aplicabilidade deste tipo de

transmissão.

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5

1.5 CRONOGRAMA

Figura 1 - Cronograma do projeto

 junho julho agosto setembro outubro novembro dezembro janeiro fevereiro

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

MESESE V E N T O S

 

Fonte: Grupo do projeto final

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6

2 LINHAS AÉREAS DE TRANSMISSÃO

2.1 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 eresidencial, 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, empotências 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.

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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

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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.

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Figura 2 –-Estruturas da LT de CA de Itaipu em 800kV

Fonte: Projetos Mecânicos das Linhas Aéreas de Transmissão [29]

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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]

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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.

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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.

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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]

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Figura 7 – Grampo de tensão

Fonte: Projetos Mecânicos das Linhas Aéreas de Transmissão [29]

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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.

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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 urbanassegue basicamente os seguintes passos:

• Levantamento topográfico;

• Sondagens;

• Projeto mecânico;

• Execução das fundações;

• Montagem das estruturas;

• Montagem de acessórios;

• Lançamento e tensionamento de cabos.

2.3 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 degeração, 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]. 

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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 aomeio 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 atrações 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 grandesrecursos 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.

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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

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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 deoperação 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 linhasaéreas 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

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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 dasvezes 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 enfocaas 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.

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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 falhasdas suas linhas de transmissão aéreas, as quais estão abaixo demonstradas na

Figura 11. 

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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.

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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:

• 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.

v) 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

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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 aolongo 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.

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 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 eestruturas 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 aodesgaste 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

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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 algunsaspectos 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 detransmissão, 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.

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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 detensão 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/

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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. Estalei 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, podemosencontrar 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.

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• 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 éum 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-seincluído 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,

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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. Lembrandoque 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 leiFundamental 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 oassunto 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.

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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 novosistema 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

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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 seaplica 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 delicitações 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 fixadospelo 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

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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 crimesque 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, encontramrelação 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 oueliminação 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.

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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 subsídiospara 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 mudançasno 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

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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 nomundo 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 estruturassociais 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.

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 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 aplicaçãoEsta 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 doimpacto 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.

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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 Descrição

1 Remota 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. 

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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 mitigadorasEsta 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”.

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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

Aplicação

Modos de

Detecção

Efeitos Conseqüênc

ias

Categor 

ia de

Freqüên

cia

Níveis de

Riscos

Medidas Mitigadoras

Construção

da Linha

Colocação de

sinalização adequada

quando das travessias

de rodovias federais eainda junto a aeroportos

e rotas de aeronaves

Final da

Fase de

Construção

Implementação de

programa de

comunicação e

educação ambiental,

visando esclarecer a

população sobre os

riscos de doenças

 Antes do

início da

operação

Divulgar amplamente o

início de operação da LT

Energização

e operação

da linha

Equipament

os de

medição de

campos

eletromagnéticos

Surgimento

dos efeitos

eletromagné

ticos

-Efeitosbiológicos

na fauna

-Efeitos

devido à

transferênci

a de

potencial

3 4 (3,4,I)não

aceitável

-Acompanhamento dos

estudos sobre efeitos

biológicos dos campos

eletromagnéticos em

andamento no mundo-aperfeiçoamento dos

critérios de projeto

-controle dos efeitos

ocasionados pelos

campos

eletromagnéticos

Fonte: Grupo do projeto final

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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.

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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.

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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 dacidade. 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 

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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 partesonde 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

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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 impregnanteinsignificante 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

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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

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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]

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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 cabosde 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;

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- 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 cobrepor 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 datolerância 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.

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 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 30a 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 doscustos 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]. 

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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;

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• 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.

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Figura 24 – Escavação para 2 circuitos utilizando cabos OF

Fonte: Light – Serviços de Eletricidade S. A. [9]

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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.

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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.

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Figura 26 – Disposição das caixas de emendas para 2 circuitos utilizando cabos OF

Fonte: Light – Serviços de Eletricidade S. A. [9]

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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.

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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.

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Dimensões empregadas para Valas, Caixas de Emendas, “Manholes“ e linhas

de dutos

Tabela 3 – Dimensões empregadas para Valas

CircuitosDimensões

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 4 Emendas 3 Emendas

Dimensões

Normais

 Alimentação

ou

Retenção

Normais

 Alimentação

ou

Retenção

Normais

 Alimentação

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]

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Tabela 5 – Dimensões de “Manholes“ para Tanques de Alimentação

Quantidade de ReservatóriosDimensões

 Até 6 Reservatórios De 6 a 18 ReservatóriosLargura 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 parapossibilitar 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.

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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 doscabos.

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 pré-

fixada. O calor é retirado diretamente do condutor.

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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 aindaestava 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]

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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 onível de potência transmitidas com cada um dos tipos de resfriamentos.

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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

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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, ocasionandoproblemas 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.

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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 circuitoshidráulicos 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 aflexibilidade 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 atuaçãodo 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

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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 normaisde 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 docabo 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.

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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, tornou-se 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.

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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 desegurança 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 dosmanômetros 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.

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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 cuidadosespeciais 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

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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, doisfatores 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 comos 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 multi-

aterrada, raramente são utilizados, devido a exigir valas mais largas e terem perdas

devido a corrente de circulação na blindagem elevadas.

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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.

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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.

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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 lanceslongos, 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

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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 construindo-

se 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

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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]

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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 àsdificuldades 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.

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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 13,8kVsubterrâneas 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.

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 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 linhasde 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 atemperatura 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 aolongo 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.

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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 comoentrada 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

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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 enormesbenefícios 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. Aaplicação 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 parciaisiv) 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:

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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.

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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 oprojeto 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 aconfiabilidade 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

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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 aéreasurbanas, 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.

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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. 

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Figura 37 - Circuito Duplo

Fonte: Grupo do projeto final

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Figura 38 - Dois Circuitos Simples

Fonte: Grupo do projeto final

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Figura 39 - Comparação com um poste comum de distribuição

Fonte: Grupo do projeto final

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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.

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 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, eranecessário 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 muitotempo, 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

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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.

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Tabela 6 – Gastos Mensais na construção da LTA

Custos - PessoalItem nov/01 dez/01 jan/02 fev/02 mar/02 abr/021 139,84 4.236,45 8.994,37 10.734,45 11.379,07 5.962,882 0,00 2.315,81 3.224,77 3.527,12 9.311,20 1.572,843 0,00 876,48 1.771,77 2.410,86 2.633,95 1.239,964 109,08 3.304,43 7.015,61 8.372,87 8.875,67 4.651,055 18,60 2.054,68 4.165,46 3.978,75 4.617,07 4.003,206 997,50 1.905,60 2.493,00 2.367,85 1.144,007 6,50

267,52 13.791,85 27.077,58 31.517,05 39.184,81 18.573,93

Custos - Manutenção maquinas e veículos

Item nov/01 dez/01 jan/02 fev/02 mar/02 abr/021 790,30 2.113,84 2.275,17 2.753,08 2.168,392 8.529,90 2.000,00 680,00

0,00 790,30 10.643,74 2.275,17 4.753,08 2.848,39

Custos - Movimento de caixa

Item nov/01 dez/01 jan/02 fev/02 mar/02 abr/021 1.534,84 2.453,15 3.028,30 1.959,92 193,00 1.025,442 622,64 650,48 530,70 914,80 39,503 889,01 1.184,43 146,854 104,15 855,615 70,72

678

1.534,84 3.075,79 3.678,78 3.483,78 2.292,23 2.138,12

Custos - EPI's + Uniformes

Item nov/01 dez/01 jan/02 fev/02 mar/02 abr/021 1.000,00 1.200,00 1.000,00

Custos - Diversos

Item nov/01 dez/01 jan/02 fev/02 mar/02 abr/021 3.544,55 20.892,99 31.725,06 37.251,79 14.863,24 23.095,252 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/029.088,01 403.101,99 145.873,27 221.537,51 68.329,23 51.581,98

Moeda: Real

CELESC - Planilha de Gastos MensaisJoinville I - Joinville V

TOTAL OBRATOTAL MÊS

Geral

DescriçãoDiversosMat. Eletromecânico

Descrição

Movimento de Caixa

HospedagemViagens Mensais

CombustívelReparos Veículos e Maquinas

899.511,99

Descrição

DescriçãoSaláriosHoras ExtrasPericulosidadeEncargos - 78% Alimentação

 

Fonte: Grupo do projeto final

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Tabela 7 – Custo Global da LTS

nov/01 dez/01 jan/02 fev/02 mar/02 abr/02

CUSTOS SERVIÇOS 5.346,91 39.550,93 74.325,16 74.527,79 62.093,36 46.655,69 CUSTOS MATERIAIS 3.741,10 363.551,06 71.548,11 147.009,72 6.235,87 4.926,29 CUSTOS M + S 9.088,01 403.101,99 145.873,27 221.537,51 68.329,23 51.581,98 IMPOSTOS + CUSTOS OPERACIONAIS (13%) - 38.519,66 68.936,73 99.096,73 98.401,98 118.905,25 CUSTOS + IMPOSTOS 9.088,01 412.190,00 558.063,26 779.600,78 847.930,01  1.018.417,24 

DESCRIÇÃO VALORPessoal 111.838,81Concreto 16.981,67Locação Equip. 38.348,00Mat. Eletromec. 592.085,86Diversos 140.257,65

Moeda: Real

CUSTOS - JOINVILLE I - JOINVILLE V

-

200.000,00

400.000,00

600.000,00

800.000,00

1.000.000,00

1.200.000,00

nov/01 dez/01 jan/02 fev/02 mar/02 abr/02

MESES DE OBRA

R$

Gastos

COMPOSIÇÃO DOS CUSTOS

12% 2%

4%

66%

16%

Pessoal

Concreto

Locação Equip.

Mat. Eletromec.

Diversos

 

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. 

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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 conclusãoque 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

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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 comaproximadamente 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.

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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.

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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.

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4.2.1 Calculo da Bitola dos Cabos

Potência total da linha: S=120 MVA (2x60)

Corrente nos cabos: Ic

 AkV 

 MVA

S  Ic 502

69*3

60

*3

3===

φ  [1]

Segundo critérios de dimensionamento para cabos isolados em EPR para

tensões até 69 kV:

Corrente corrigida nos cabos: Icor 

 A Fcp Fct  Fcs Fca

 Ic Icor  629

95,0*96,0*08,1*81,0

502

***=== [2]

onde: Fca = Fator de correção por agrupamento

Fcs = Fator de correção devido ao soloFct = 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.

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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

MÃO DE OBRA DIRETA9 200

Mão de obra qtd MESES Salário Peric (30%) Total salL sociais(127%)

FOLHA Alimentação EPIs Viagens FERRAM L/A/T Taxas TOTAL

Engenheiro 1 3 2.500,00 7.500,00 6.000,00 13.500,00 27,00 200,00 30,00 540,00 135,00 14.432,00Encarregado 1 3 1.200,00 360,00 4.680,00 3.744,00 8.424,00 27,00 200,00 30,00 673,92 336,96 84,24 9.776,12Encarregado Almoxarife 1 3 600,00 1.800,00 1.440,00 3.240,00 27,00 200,00 30,00 259,20 129,60 32,40 3.918,20Montador B 2 3 460,00 138,00 1.794,00 1.435,20 6.458,40 54,00 400,00 60,00 516,67 258,34 64,58 7.811,99Montador A 4 3 560,00 168,00 2.184,00 1.747,20 15.724,80 108,00 800,00 120,00 1.257,98 628,99 157,25 18.797,02 Ajudante 6 3 315,00 945,00 756,00 10.206,00 162,00 1.200,00 180,00 816,48 408,24 102,06 13.074,78

Sub-Total de mão de obra 15 57.553,20 405,00 3.000,00 450,00 3.524,26 1.762,13 575,53 67.810,12Total de Mão de Obra 67.810,12

EQUIPAMENTOS TOTALCombustivel (estimado) 1 3 10.000,00 30.000,00 30.000,00Trator c/ guincho trazeiro 1 3 6.500,00 19.500,00 19.500,00Munck 1 3 6.000,00 18.000,00 18.000,00Caminhão 1 3 2.000,00 6.000,00 6.000,00Maquita 2 2 55,00 220,00 220,00Veículo pequeno (s´manutenção) 1 3 800,00 2.400,00 2.400,00Retro escavadeira 1 3 5.000,00 15.000,00 15.000,00Cavalete Porta Bobina Hidraulico 3 3 1.000,00 9.000,00 9.000,00

Compactador 2 3 480,00 2.880,00 2.880,00Rompedor 2 3 360,00 2.160,00 2.160,00Dinamômetro 3 1 800,00 2.400,00 2.400,00Teodolito World/Hope 1 3 500,00 1.500,00 1.500,00 Alojamento 1 3 3.000,00 9.000,00 9.000,00TOTAL EQUIPMENTOS 118.060,00 118.060,00

Mão de Obra + Equipamentos 185.870,12

TAXAS E IMPOSTOSGerenciamento 0,00% 0,00ISSQN (sobre serviços) 5,00% 3.390,51IR e Contribuição Social 2,28% 4.237,84PIS 0,65% 1.208,16COFINS 3,00% 5.576,10CPMF 0,30% 557,61LUCRO 0,00% 0,00

TOTAL DE TAXAS E IMPOSTOS 14.970,21

TOTAL FINAL DE VENDA 200.840,33Moeda: Real

NOME DA OBRA: LT 69 kV SUBTERRÂNEA

 

Fonte: Grupo do projeto final

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Tabela 10 – Custo Global da LTS

Item Unid. Quant. Valor Unit. Valor TotalPessoal / Equipamentos meses 3 200.840,00 Areia m3 975 23,00 22.425,00Lajotas (80x80x5) pç 1875 4,60 8.625,00Estrutura metálica p/ transição unid 1 24.343,80 24.343,80Recomposição calçada m2 1028 15,60 16.036,80Recomposição asfalto m2 107 45,00 4.815,00

0,00

Cabo m 9200 134,00 1.232.800,00Emendas unid 12 10.800,00 129.600,00

Terminais 69 kV unid 12 14.400,00 172.800,00Grampo paralelo unid 12 19,75 237,00Isolador vidro unid 66 35,65 2.352,90Grampo de ancoragem unid 6 62,50 375,00Grampo de suspensão unid 6 68,50 411,00Elo bola unid 12 9,90 118,80Concha olhal unid 12 19,80 237,60Manilha unid 12 18,70 224,40Concreto 15 MPA m3 20 145,00 2.900,00Teste HIPOT unid 1 6.200,00 6.200,00

1.825.342,30

Moeda: Real

TOTAL GERAL

COMPOSIÇÃO DE CUSTOS

 

Fonte: Grupo do projeto final

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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.

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Tabela 11 – Quadro Resumo

Confiabilidade

Custo Global

Custo p/ Km

Problemas para o planejamento da cidade. Não há restrições

 AspectosConstrutivos

Custos reduzidos de manutenção.Custos elevados de manutenção/equipes(linha

viva).

Pouco tempo de indisponibilidade no caso dedefeitos permanentes, porém o número de

manutenções corretivas é muito elevado por estarem expostas ao meio ambiente, ao ser 

humano e por exigir grandes esforços mecânicos.

Comparativamente elevado número de falhas

Riscos financeiros maiores na execução,principalmente em grandes centros urbanos.

Imprevistos na execução no caso das obras civis.

Cerca de 250 vezes mais confiável que linhasaéreas

Já se tem bastante experiência; muitas empresasprestam este tipo de serviço.

Poucas empresas prestam este serviço.

Maior dificuldade de instalação.

680.536,00R$

Restrições pesadas e multas com novas leiambientais.

Pouquíssimas restrições.

Deve-se haver um plano de manutenção preditivaregular ao longo do itinerário da linha tanto em

cabos, torres, acessórios e também na vegetaçãopróxima e de acesso as linhas.

No caso de cabos isolados a seco (EPR) não hánecessidade da manutenção preditiva.

 A manutenção quando necessária será corretiva eprovocará indisponibilidade da linha por um longo

tempo. Porém como a linha está enterrada e assimprotegida é muito difícil de acontecer.

Mais fácil e rápido de se executar que a LTS.

Poucos custos imprevistos.

Manutenção

 Apresentam riscos constantes para a população(quedas de suportes, abarrotamentos, efeitos de

campos eletromagnéticos, etc).

Riscos comuns somente durante as obras civisdurante sua construção.

453.690,66R$ 1.216.894,86R$

1.825.342,30R$

Impactos visuais severos, descontentamento dapopulação local. Desvalorização de imóveis e

terrenos, Turismo prejudicado.Grande vantagem das instalações subterrâneas

 Aspetosambientais e

Riscos

ImpactosVisuais eSociais

Quadro Comparativo Resumo

Itens Linha Aérea Linha Subterrânea

 

Fonte: Fonte: Grupo do projeto final

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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, portantocom 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 soluçõesmelhores 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 quea 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.

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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 delinhas 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.

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patrocínio do Institute of Electical and Eletrocnics Engineers. São Paulo-SC.

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Eletrocnics Engineers. São Paulo-SC. Brasil, 1977.

[4] DUARTE, Agostinho C. e ROSA, Sylvio F. Cabos de Transmissão

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Energia Elétrica. Recife-PE. Brasil, 1979.

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[8] LIMA, Aloísio J. O.; TARALLI, Carmine. Sistemas de Transmissão

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[10] ALMEIDA, Francisco H. L. de; LIMA, Aloísio J. O. Aspectos Econômicos de

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[13] CHESF; CONSPLAN. Estudo de impacto Ambiental da Linha de transmissão

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[17] INSTITUTO BRASILEIRO DO MEIO AMBIENTE E DOS RECURSOS

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[20] GIDDENS, A. Modernity and self-identify. Stanford Univercity Press. Stanford,

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Monitoração de Parâmetros Eletromecânicos de Linhas de Transmissão com

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[23] ELETROBRÁS. Diretoria de Planejamento e Engenharia. Memória técnica de

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Iguaçu-PR. Brasil, 1999.

[27] BRENNA, Marcello del; Evolução dos Sistemas de Transmissão Subterrânea.

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[28] GRANATA, Carlos A.; OLIVEIRA, Ivan T.; SILVA, Wagner K. Sistema de

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[29] LABEGALLI, Paulo R., LABEGALLI, José A., FUCHS, Rubens D. Projetos

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[30] http://www.aneel.gov.br/ 

[31] http://www.cteep.com.br/ 

[32] http://www.dcita.gov.au/cables/ 

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[33] www.pirelli.com.br  

[34] http://www.ficap.com.br/por/catalogos/div_energia/wtr46a69/wtr46a69.pdf  

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8 ANEXOS

Tabelas complementares do projeto da linha aérea de 69kV em estudo da

cidade de Joinville

DIAM(m)

N° ALT1,0m

N° ALT0,5m QUANT

DIAM(mm)

ESP(cm)

COMP(cm)

PESO(kg) QUANT

DIAM(mm)

ESP(cm)

COMP(cm)

PESO(kg)

POR01 AVC2 27 2100 1,20 3 1 1,07 0,50 1,26 0,09 12 10,0 30 350 26,2 15 6,3 25 366 13,6 39,8 102 AVC2 29 2400 1,20 4 1,08 0,70 0,15 1,12 0,09 0,86 12 10,0 30 400 30,0 17 6,3 25 366 15,4 45,4 209 ADCE 29 3500 1,50 4 1,30 0,70 0,15 2,15 0,12 0,93 15 12,5 30 400 59,3 17 6,3 25 460 19,4 78,7 210 ADCE 29 3500 1,50 4 1,30 0,70 0,15 2,15 0,12 0,93 15 12,5 30 400 59,3 17 6,3 25 460 19,4 78,7 211 ADCE 29 3500 1,50 4 1,30 0,70 0,15 2,15 0,12 0,93 15 12,5 30 400 59,3 17 6,3 25 460 19,4 78,7 212 ADCE 29 3500 1,50 4 1,30 0,70 0,15 2,15 0,12 0,93 15 12,5 30 400 59,3 17 6,3 25 460 19,4 78,7 213 ADCE 29 3500 1,50 4 1,30 2,70 0,15 3,04 0,13 3,58 15 12,5 30 600 89,0 25 6,3 25 460 28,5 117,5 2

14A AVC2 29 2100 1,20 6 1,30 2,70 0,15 3,04 0,13 3,58 15 12,5 30 600 89,0 25 6,3 25 460 28,5 117,5 2

14B AVC2 29 2100 1,50 6 1,30 2,70 0,15 3,04 0,13 3,58 15 12,5 30 600 89,0 25 6,3 25 460 28,5 117,5 215A AVC2 29 2100 1,50 6 1,30 2,70 0,15 3,04 0,13 3,58 15 12,5 30 600 89,0 25 6,3 25 460 28,5 117,5 215B AVC2 29 2100 1,50 6 1,30 2,70 0,15 3,04 0,13 3,58 15 12,5 30 600 89,0 25 6,3 25 460 28,5 117,5 216 ADCE 29 3500 1,50 4 1,30 0,70 0,15 2,15 0,12 0,93 15 12,5 30 400 59,3 17 6,3 25 460 19,4 78,7 217 ADCE 29 3500 1,50 4 1,30 0,70 0,15 2,15 0,12 0,93 15 12,5 30 400 59,3 17 6,3 25 460 19,4 78,7 218 ADCE 29 3500 1,50 6 1,30 2,70 0,15 3,04 0,13 3,58 15 12,5 30 600 89,0 25 6,3 25 460 28,5 117,5 219 ADCE 29 3500 1,50 4 1 1,30 1,20 0,15 2,38 0,13 1,60 15 12,5 30 450 66,7 19 6,3 25 460 21,6 88,3 221 ADCE 29 3500 1,50 4 1,30 0,70 0,15 2,15 0,12 0,93 15 12,5 30 400 59,3 17 6,3 25 460 19,4 78,7 2

22A ADCE 29 2100 1,20 4 1,08 0,70 0,15 1,12 0,09 0,86 12 10,0 30 400 30,0 17 6,3 25 366 15,4 45,4 222B ADCE 29 2100 1,20 4 1,08 0,70 0,15 1,12 0,09 0,86 12 10,0 30 400 30,0 17 6,3 25 366 15,4 45,4 223A SVC 29 1500 1,20 4 1 0,50 0,57 0,11 323B SVC 29 1500 1,20 4 1 0,50 0,57 0,11 324A AVC2 29 2100 1,20 4 1,08 0,70 0,15 1,12 0,09 0,86 12 10,0 30 400 30,0 17 6,3 25 366 15,4 45,4 224B AVC2 29 2100 1,20 4 1,08 0,70 0,15 1,12 0,09 0,86 12 10,0 30 400 30,0 17 6,3 25 366 15,4 45,4 225A AVC2 29 3500 1,50 4 1,30 0,70 0,15 2,15 0,12 0,93 15 12,5 30 400 59,3 17 6,3 25 460 19,4 78,7 225B AVC2 29 3500 1,50 4 1,30 0,70 0,15 2,15 0,12 0,93 15 12,5 30 400 59,3 17 6,3 25 460 19,4 78,7 2POR

47,97 2,75 50,72 1768,4

FUNDAÇÕES EM MANILHAMANILHAS N1 N2

EST TIPO ALT CARGA

DIAMCAIXAINT(M) Há

PESO AÇO(KG)(N1+N2)

N°DESREF

TOTAL

Hf VOL

CONC

VOLCONC

MAGROVOL

 AREIA

OBRA: LT 69 kV JOINVILLE I - JOINVILLE VDIRETORIA DE ENGENHARIA E OPERAÇÃODEPARTAMENTO DE ENGENHARIA E

CONSTRUÇÃO OBS: VER DESENHOS DE REFERÊNCIA ANEXOS

REVISÃO:

LT - FOLHA: 1/1 DATA: OUT/01  

DIAM(mm) QUANT

COMP(m)

ESP(cm) PESO (kg)

DIAM(mm) QUANT

COMP(m) PESO (kg)

03 EAMD 0,90 1,40 2,60 0,40 3,10 2,23+0,64*E 2,23 12,5 14 320+E 18 44,3+13,8*E 6,3 13,0+4*E 281,00 0,7+QUANT

TABELA DE FUNDAÇÃO LT- DATA: OUT/01 FOLHA 1/1

N2 ARMADURA

DEO / DPEC / DVLT OBRA: LT 69 kV JOINVILLE I - JOINVILLE V OBS: VER DESENHO ANEXO

VOL CONC(m3)

VOLESCV(m3)

N1

FUNDAÇÕES EM TUBULÃO

N° TIPO

DIAMFUSTE

(m)

DIAMBASE

(m)Hf (m)

Hb(m)

Ht(m)

 

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110

 ACUMULADA

 

REVISÃO:

DIRETORIA DE ENGENHARIA E OPERAÇÃODEPARTAMENTO DE ENGENHARIA E CONSTRUÇÃODIVISÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

TABELA DE LOCAÇÃOOBRA: LT 69 kV JOINVILLEI - JOINVILLE V (LT2)

FOLHA: 1/2 LT - 19102 DATA: NOV/2001

350035003500

DISPOSIÇÃO PÉS OBS:1 - ESTRUTURAS A SEREM FORNECIDAS EM DUAS PARTES

2100210035003500

3500350035003500

3500350035003500

21002400

35003500

2271,592287,79

2112,94

2187,27

1956,122036,7

1660,861774,16

89

16

73

5411318281

PORE 16,2 50,26 72 A41X 90 0350025B AVC2 29

84,32 79,33 88 A40 22210024B AVC2 29

74,33 75,29 86 A39 44150023B SVC 29E 76,24 78,41 83 A25-1X 7 8210022B AVC2 29D 80,58 131,27 -35 A25X 6 2021 ADCE 29D 181,96 147,63 371 A22X 2 520 ADCE 29E 113,3 100,39 -15 A20X 3 13

6542

19 ADCE 2947 A19X

5212311617

84437245

16616590184

225

101182

1531,79 21573,39

1449,641466,56

1210,71333,69

1114,141159,14

999,31042,3

731,02915,35

475,96640,14

127,98313,96

121,58 126,86

2 D 87,47 64,54

431 E

3341,6 53,42 6953 48 D

18 ADCE 2917 ADCE 29 A18X

3500

65,23 41,08 A17X 7216,92 66,44 76

16 ADCE 295 28 D

12215B AVC2 29 A16X

37 E 115,95 119,47 A15X 2122,99 87,28 89

14B AVC2 293 13 E

5213 ADCE 29 A14X

29 E 41,56 48,28 A13X 4045 58,42 61

12 ADCE 294 41 D

5911 ADCE 29 A12-2X

28 D 71,84 57,42 A12-1X 143 63,48 63

10 ADCE 2935 7 D

1199 ADCE 29 A12X

83,95 134,14 A10X 184184,33 137,61 123

8 ADCE 290 44 E

1377 ADCE 29 A10X

90,88 127,5390 A10X164,18 163,09 191

6 ADCE 29

1865 ADCE 29 6 A08

26 D 162 173,994 A06X 9185,98 143,55 183

4 ADCE 2941 19 E

233 EAMD 6 9 9 9 9 A04

34 E 101,12 53,2 A02 505,28 13,43 17

2 AVC2 2983 39 E1 AVC2 27 A01

21,58km

REFERÊNCIADA

FUNDAÇÃON°

OBSPOR

VÃOS (M)NA

FRENTE MÉDIO GRAV BÁSICO

DEFLEXÃO

GRAU MIN SENT

ESTRUTURA POSIÇÃO

- (m) ESTACA + (m)CARGA OUEXT /

 ALTTIPON°

EIXO

LT

 A B

CD

 

 ACUMULADA

P A P B P C P D

DISPOSIÇÃO PÉS OBS:1 - ESTRUTURAS A SEREM FORNECIDAS EM DUAS PARTES

REVISÃO:

DIRETORIA DE ENGENHARIA E OPERAÇÃODEPARTAMENTO DE ENGENHARIA E CONSTRUÇÃODIVISÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

TABELA DE LOCAÇÃOOBRA: LT 69 kV JOINVILLEI - JOINVILLE V (LT2)

FOLHA: 1/2 LT - 19102 DATA: NOV/2001

3500

3500210015002100

210021003500

3500

80

7382

1231020

0

2268,27

2181,662263,99

2036,092112,33

1956,12

1468,04

1210,71333,581435,45

47POR

0 E 4,28 43,31B26X 9082,33 75,83 83

25A AVC2 29

7924A AVC2 29 82,3 B26X

69,33 72,79B25X 76,276,24 78,11 63

23A SVC 291 11 D

-3422A AVC2 29 B25X

2 E 79,97 130,97 A25X 221 ADCE 29

50 E69

16 ADCE 29 B17X 65,23 48,91 618413 E 32,59 67,23B16X 18

101,87 112,38 9815A AVC2 29

1 32 D 8614A AVC2 29 B15X 17 E 122,88 87,22 A14X 7

km

REFERÊNCIADA

FUNDAÇÃON°

OBS

13 ADCE 29

VÃOS (M)NA

FRENTE MÉDIO GRAV BÁSICO

DEFLEXÃO

GRAU MIN SENT

ESTRUTURA POSIÇÃO

- (m) ESTACA + (m)CARGA OUEXT /

 ALTTIPON°

EIXO

LT

 A B

CD

 

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111

Fotos da linha de 69kV aérea em estudo tiradas na cidade de Joinville-SC

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112

Fotos da linha de 69kV subterrânea utilizando cabos isolados a seco na

subestação da cidade de Florianópolis-SC

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7/15/2019 Estudo comparativo LTs aéreas e subterrâneas 2003

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113

Fotos da linha de 69kV subterrânea utilizando cabos isolados a óleo fluído na

subestação da cidade de Florianópolis-SC

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114

Trajetórias da linha aérea construída e da pré-projetada linha subterrânea