implantaÇÃo de linhas de transmissÃo: do leilÃo À ... · projeto de graduação apresentado ao...
TRANSCRIPT
IMPLANTAÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO:
DO LEILÃO À OPERAÇÃO COMERCIAL
Raphael Barbosa Alves
Projeto de Graduação apresentado ao Curso
de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro,
como parte dos requisitos necessários à
obtenção do título de Engenheiro.
Orientadora: Karen Caino de Oliveira Salim
Rio de Janeiro
Agosto de 2017
ii
IMPLANTAÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO:
DO LEILÃO À OPERAÇÃO COMERCIAL
Raphael Barbosa Alves
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO
DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO
ELETRICISTA.
Examinado por:
_________________________________________
Prof.ª. Karen Caino de Oliveira Salim, D.Sc.
_________________________________________
Eng.ª. Maria Regina Mirandola Valladares Salgado
_________________________________________
Prof. João Pedro Lopes Salvador, M.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
AGOSTO DE 2017
iii
Alves, Raphael Barbosa
Implantação de Linhas de Transmissão: Do Leilão à
Operação Comercial/ Raphael Barbosa Alves – Rio de
Janeiro: UFRJ / Escola Politécnica, 2017
X, 53 p.: il.; 29,7 cm
Orientadora: Karen Caino de Oliveira Salim
Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica /
Curso de Engenharia Elétrica, 2017
Referências Bibliográficas: p. 50-53
1. Linhas de transmissão 2. Implantação 3. Transmissão de
energia I. Salim, Karen Caino de Oliveira II. Universidade
Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de
Engenharia Elétrica III. Título
iv
Agradecimentos
Agradeço primeiramente a Deus, pois nos momentos mais difíceis e
angustiantes, foi Ele quem me deu forças para seguir em frente.
Aos meus pais, Alves e Rosângela, por não medirem esforços para me educar
com princípios éticos e morais, apoiar e sacrificar-se por minhas escolhas, além de
serem meus maiores exemplos.
Ao meu irmão Rodrigo, pela amizade, paciência e por entender que mesmo em
meio às críticas, sempre vou buscar o melhor para ele, seja através de exemplos ou
conselhos.
À minha família, por compreender minha ausência em diversas oportunidades
devido à dedicação aos estudos.
À minha namorada Laura, pelo companheirismo, por facilitar a caminhada e por
fazer parte da minha vida.
Aos amigos que a Engenharia Elétrica me proporcionou e que levarei comigo,
em especial: Matheus, Marcus, Otávio, Tarcísio e Guilherme.
Aos amigos da equipe de Futsal da Engenharia UFRJ, por serem grandes
companheiros em meio a grandes tribulações, em especial a “velha guarda”: Rocha,
Schwartz, Antoniazzi, João Pedro, Simaan, Minas e Ricardo.
Aos amigos do Newman Catholic Center, principalmente, Mateus, Regina, Lisa,
John, Moises, Tim, Maria, Teena, Carlie, Craig, Michal, Fr. John e Fr. Jim, por terem
sido minha família durante um ano.
Aos colegas de trabalho da Neoenergia, em especial a Engenheira Maria Regina,
por todo apoio, atenção e motivação, além dos Engenheiros José Renato, Cirval, Araújo,
Zugaib e Daniel, por serem inspiração para este trabalho.
À professora Karen, pelos ensinamentos e por facilitar minha escolha pelo
Sistema de Potência.
A todos os amigos que, de alguma forma, me apoiaram e me incentivaram
durante a graduação.
v
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica / UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
IMPLANTAÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO:
DO LEILÃO À OPERAÇÃO COMERCIAL
Raphael Barbosa Alves
Agosto/2017
Orientadora: Karen Caino de Oliveira Salim
Curso: Engenharia Elétrica
A energia gerada nas usinas é transmitida até os consumidores por uma
complexa rede de transmissão, e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é
responsável por monitorar, coordenar e operar o Sistema Interligado Nacional (SIN).
A demanda por energia aumenta cada vez mais, e para buscar a confiabilidade
do sistema, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) realiza estudos para a expansão do
sistema. Após a realização destes estudos, os empreendimentos são divididos em lotes e
leiloados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), em grandes leilões de
energia. Os agentes de transmissão adquirem os lotes através do menor valor de Receita
Anual Permitida (RAP), desse modo, passam a ser donos da concessão por 30 anos,
sendo responsáveis pela construção, operação e manutenção durante esse período.
Para que as linhas de transmissão sejam construídas no prazo definido, é
necessário ter bem definidas as fases de planejamento, execução e conclusão da
implantação. Além disso, as premissas ambientais e fundiárias devem estar bem
monitoradas, pois são os principais fatores que dificultam a realização de projetos de
grande porte, assim como restringem o retorno financeiro dos investidores, já que os
custos e o prazo para construção muitas vezes são amplificados.
Este projeto aborda as principais etapas do processo de implantação de uma
linha de transmissão.
Palavras-chave: Linhas de transmissão, Implantação, Transmissão de energia
vi
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Engineer.
IMPLEMENTATION OF POWER TRANSMISSION LINES:
FROM THE AUCTION TO THE COMMERCIAL OPERATION
Raphael Barbosa Alves
August/2017
Advisor: Karen Caino de Oliveira Salim
Course: Electrical Engineering
Energy generated by the power plants is delivered to the consumers by a
complex transmission network, and the Power System’s National Operator (ONS) is
responsible for monitoring, coordinating and operating the National Interconnected
System (SIN).
Demand for energy is increasing, and to maintain the system reliability, the
Energy Research Company (EPE) conducts studies to expand the system. After
conducting the studies, the projects are divided into lots and auctioned by the National
Agency of Electrical Energy (ANEEL). The transmission agents acquire the lots at
lower prices of Annual Allowable Income (RAP), thereby becoming concession owners
for 30 years. Once concession owners they are responsible for the construction,
operation and maintenance during that period.
For the transmission lines to be built within a specified deadline, it is necessary
to have the planning, execution and conclusion phases of the implementation well
defined. In addition, environmental and land tenure assumptions must be well
controlled, because they are the factors that make it most difficult for large projects to
be completed, as well as affect investors' financial returns.
This project describes the main steps in the process of a power transmission line
implementation.
Keywords: Power transmission lines, Implementation, Power transmission
vii
Sumário
1. Introdução................................................................................................................... 1
1.1. Objetivo ............................................................................................................. 2
1.2. Motivação .......................................................................................................... 3
2. O Setor Elétrico do Brasil .......................................................................................... 4
2.1. Histórico ............................................................................................................. 4
2.2. Leilão de Transmissão de Energia ..................................................................... 7
3. Implantação .............................................................................................................. 12
3.1. Planejamento da Implantação .......................................................................... 12
3.1.1. Planejamento Financeiro .......................................................................... 12
3.1.2. Contratação ............................................................................................... 14
3.1.3. Licenciamento Ambiental ........................................................................ 15
3.1.4. Liberação Fundiária .................................................................................. 17
3.1.5. Projeto da Linha de Transmissão ............................................................. 18
3.2. Execução da Implantação ................................................................................ 21
3.2.1. Canteiro de Obras ..................................................................................... 21
3.2.2. Obras Civis ............................................................................................... 24
3.2.3. Montagem de Torres de Transmissão ....................................................... 28
3.2.4. Lançamento de Cabos ............................................................................... 31
3.2.5. Montagem Eletromecânica ....................................................................... 39
3.2.6. Aspectos Regulatórios .............................................................................. 41
3.3. Conclusão da Implantação ............................................................................... 45
3.3.1. Testes e Comissionamento ....................................................................... 45
3.3.2. Operação Comercial ................................................................................. 46
3.3.3. Controle e Acompanhamento Final .......................................................... 46
3.3.4. Unitização ................................................................................................. 47
3.3.5. Lições Aprendidas .................................................................................... 48
4. Considerações Finais ................................................................................................ 49
Referências Bibliográficas ............................................................................................... 50
viii
Lista de Figuras
Figura 1.1 - Divisão entre as etapas de geração, transmissão e distribuição [3] .............. 2
Figura 2.1 - Mapeamento organizacional do setor elétrico nacional [3] .......................... 6
Figura 2.2 - Sistema Interligado Nacional (SIN) [5] ........................................................ 7
Figura 3.1 - Canteiro de obras da linha de transmissão que liga Curitiba a São José dos
Pinhais [18] ..................................................................................................................... 21
Figura 3.2 - Equipamentos de Proteção Individual (EPIs) [21] ..................................... 23
Figura 3.3 - Escavação de subestação com grande incidência rochosa .......................... 24
Figura 3.4 - Etapa de terraplenagem em Ibiraci (MG) [22]............................................ 25
Figura 3.5 - Plantio de gramíneas no talude da subestação [23] .................................... 26
Figura 3.6 - Fundação de torre autoportante [25] ........................................................... 26
Figura 3.7 - Largura da faixa de servidão para linhas de transmissão de 500kV [17] ... 27
Figura 3.8 – Componentes da estrutura metálica [25] .................................................... 28
Figura 3.9 - Pré-montagem de torre autoportante [25] ................................................... 29
Figura 3.10 - Início da montagem de torre autoportante [25] ........................................ 30
Figura 3.11 - Içamento manual da seção pré-montada [25] ........................................... 31
Figura 3.12 - Cabo OPGW [28] ..................................................................................... 32
Figura 3.13 - Comunicação através de cabo OPGW [28] .............................................. 33
Figura 3.14 - Lançamento de cabos [17] ........................................................................ 34
Figura 3.15 - Flecha do cabo "f" [17] ............................................................................. 34
Figura 3.16 - Instalação de protetores para os isoladores [29] ....................................... 35
Figura 3.17 - Sinalização avifauna [30].......................................................................... 35
Figura 3.18 - Sistema de aterramento com cabos radiais [17]........................................ 37
Figura 3.19 – Espaçadores [32] ...................................................................................... 37
Figura 3.20 - Anéis equalizadores [33] .......................................................................... 38
Figura 3.21 - Amortecedor de vibração [32] .................................................................. 39
Figura 3.22 - Subestação conectada a linha de transmissão ........................................... 41
ix
Lista de Abreviaturas
ANEEL
APP
ART
BNDES
CCEE
CCI
CCT
CMSE
CNAE
CNPE
COM
CPST
CVM
DDS
DUP
EIA
EP
EPC
EPE
EPI
EPS
Ibama
Iphan
LI
LO
LP
Agência Nacional de Energia Elétrica
Área de Proteção Permanente
Anotação de Responsabilidade Técnica
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
Contrato de Compartilhamento de Instalações
Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
Classificação Nacional de Atividades Econômicas
Conselho Nacional de Pesquisas Energéticas
Componente Menor
Contrato de Prestação de Serviços ao Sistema de Transmissão
Comissão de Valores Mobiliários
Diálogo Diário de Segurança
Declaração de Utilidade Pública
Estudo de Impacto Ambiental
Engenharia do Proprietário
Equipamento de Proteção Coletiva
Empresa de Pesquisa Energética
Equipamento de Proteção Individual
Empresa Prestadora de Serviços
Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis
Instituto do Patrimônio Histórico e Artístico Nacional
Licença de Instalação
Licença de Operação
Licença Prévia
MCPSE
MME
Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico
Ministério de Minas e Energia
x
O&M
ONS
PAR
PB
PCMAT
PCMSO
PET
PND
PPRA
PVI
RAP
Operação e Manutenção
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Programa de Ampliações e Reforços
Pagamento Base
Programa de Condições e Meio Ambiente de Trabalho da Construção Civil
Programa de Controle Médico de Saúde Ocupacional
Programa de Expansão da Transmissão
Programa Nacional de Desestatização
Programa de Prevenção de Riscos Ambientais
Parcela Variável por Indisponibilidade
Receita Anual Permitida
RAS
RIMA
SAGIT
SIGET
SIN
TIR
TLD
TLP
TLT
TR
UAR
UC
Relatório Ambiental Simplificado
Relatório de Impacto Ambiental
Sistema de Análise e Gerenciamento de Instalações da Transmissão
Sistema de Gestão da Transmissão
Sistema Interligado Nacional
Taxa Interna de Retorno
Termo de Liberação Definitiva
Termo de Liberação Provisória
Termo de Liberação para Teste
Termo de Referência
Unidade de Adição e Retirada
Unidade de Cadastro
1
1. Introdução
Atualmente, a importância da energia elétrica se tornou imensurável, de modo
que as pessoas são, a cada dia que passa, mais dependentes da energia elétrica, seja para
refrigerar um alimento através de uma geladeira, lavar uma peça de roupa através de
uma máquina de lavar, ou simplesmente para recarregar seu aparelho celular.
A energia elétrica tornou-se algo tão simples e imprescindível para os
consumidores que o único modo de se lembrarem de tal importância se dá quando há
uma interrupção no fornecimento de energia elétrica por parte da concessionária de
energia. Isto se deve, em grande parte, ao fato dos consumidores não conhecerem o
quão robusto e detalhado é o sistema elétrico.
Para que a energia chegue devidamente até a casa das pessoas para o consumo,
existem três atividades predecessoras: geração, transmissão e distribuição. O primeiro
passo é a geração de energia, que consiste em transformar uma forma de energia, seja
hidráulica, eólica, solar, térmica, entre outras, em energia elétrica. Esses locais onde é
gerada a energia são conhecidos como usinas. No Brasil, as usinas de grande porte, de
origem hidráulica, estão localizadas longe dos grandes centros consumidores,
principalmente devido à posição geográfica das bacias hidrográficas brasileiras,
responsáveis por grande parte da matriz energética.
Para que a energia gerada nas usinas chegue até o consumidor final, é necessária
que seja transmitida. A transmissão é responsável por fazer com que a energia gerada
pelas usinas chegue até as distribuidoras ou aos consumidores livres. Para que não haja
perda de energia significativa, a transmissão de energia é feita com altas tensões, ou
seja, um transformador elevador é colocado logo após a subestação, e ao chegar
próximo aos centros consumidores, a tensão é abaixada por um transformador abaixador
para que a tensão que chegue à distribuidora seja mais próxima da tensão utilizada pelos
consumidores. A Figura 1.1 ilustra a divisão entre geração, transmissão e distribuição,
até que a energia chegue às residências para consumo.
2
Figura 1.1 - Divisão entre as etapas de geração, transmissão e distribuição [3]
No Brasil, existe uma agência responsável por regulamentar e fiscalizar todo o
sistema de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, a
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Além disso, há uma empresa
responsável pelas pesquisas e pelo planejamento da expansão do sistema elétrico
brasileiro em um horizonte de 25 a 30 anos, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE).
E, por fim, há uma empresa que controla e supervisiona todo o Sistema Interligado
Nacional (SIN) de modo a monitorar e coordenar permanentemente as condições de
segurança e suprimento de carga do Brasil, o Operador Nacional do Sistema Elétrico
(ONS). Além disso, as transmissoras são os agentes responsáveis por implantar, operar
e manter as linhas de transmissão e subestações, de sua propriedade.
O setor de transmissão é desafiador, principalmente por existirem diversas
soluções para a transmissão da energia gerada. No entanto, o mais importante do ponto
de vista da engenharia, é implantar o empreendimento com maior confiabilidade e ao
menor custo possível.
1.1. Objetivo
Este projeto de conclusão de curso tem o objetivo de contribuir com a
disseminação do conhecimento relacionado à implantação de linhas de transmissão de
energia, de modo que seja possível facilitar a compreensão de um estudante de
3
engenharia elétrica acerca do funcionamento do mercado da transmissão de energia
elétrica.
Além disso, visa fornecer às transmissoras já atuantes no mercado de
transmissão, um projeto consolidado e de fácil entendimento dos principais desafios e
demandas necessárias para que uma linha de transmissão de energia possa operar
comercialmente.
1.2. Motivação
O projeto foi motivado pela falta de referências ou documentações específicas
sobre a implantação de uma linha de transmissão. As dificuldades são principalmente
relacionadas à extrapolação de prazos por desconhecimento de informações. Desse
modo, a consolidação desse material será capaz de auxiliar os agentes de transmissão
em sua elaboração detalhada de projetos de implantação de linhas de transmissão,
principalmente referente a aspectos regulatórios.
4
2. O Setor Elétrico do Brasil
2.1. Histórico
O setor elétrico brasileiro sempre foi composto por concessionárias de geração,
transmissão e distribuição controladas pelos Governos Federal e Estaduais. Antes da
década de 1990, os recursos para construção de usinas, linhas de transmissão e os
sistemas de distribuição eram provenientes de financiamentos públicos, o que gerava
escassez de investimentos no setor elétrico [1].
O aumento da demanda por energia decorrente do forte crescimento econômico
impôs a necessidade de mudar o modelo até então adotado. Sendo assim, desde a década
de 1990, o Governo Federal tem tomado diversas medidas para reestruturar o setor
energético. Essas medidas visam o crescimento do investimento privado e a eliminação
das restrições a investimentos estrangeiros, aumentando desta forma a concorrência no
setor energético. Algumas dessas medidas foram [1]:
• Criação do Programa Nacional de Privatização, visando a transferência
para o setor privado de certas empresas anteriormente controladas pelo
governo;
• Autorização de investimento estrangeiro no setor de geração de energia
através de emenda constitucional, pois antes todas as concessões de
geração pertenciam a pessoas físicas brasileiras ou pessoas jurídicas
controladas por pessoas físicas brasileiras ou pelos Governos Federal ou
Estaduais;
• Criação de um órgão regulador, a Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL);
• Criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), entidade
privada sem fins lucrativos responsável pelo gerenciamento operacional
das atividades de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional
(SIN);
• Estabelecimento de processos licitatórios para concessões que visam à
construção e operação de usinas de energia e de instalações de
transmissão.
5
A desverticalização do setor de energia elétrica, implementada no Brasil em
1995, através da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, envolveu todas as empresas do
setor elétrico que atuavam de forma verticalmente integrada e teve como objetivo a
segregação das atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. O
processo de desverticalização teve como objetivos [1]:
• Evitar a existência de subsídios cruzados entre as atividades de geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica, isto é, evitar que as receitas
de um setor subsidiassem um setor diferente;
• Efetivar e estimular a competição no setor elétrico, nos segmentos nos
quais a competição seria possível (geração e comercialização), bem
como aprimorar o sistema de regulação dos segmentos nos quais havia
monopólio natural de rede (transmissão e distribuição), pois sua estrutura
física torna economicamente inviável a competição entre dois agentes em
uma mesma área de concessão.
No início dos anos 2000, como consequência da insuficiência de investimentos,
do aumento da demanda e do desequilíbrio dos reservatórios, o setor elétrico sofreu uma
grave crise de abastecimento que obrigou o país a adotar programas emergenciais de
racionamento de energia nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste. Este fato
culminou na adoção de alterações regulatórias com o objetivo principal de garantir a
continuidade do fornecimento de energia elétrica, o equilíbrio entre oferta e demanda, a
modicidade tarifária e a inserção social. A necessidade de mudanças estruturais
identificadas com a crise foi sanada por meio da implantação do Novo Modelo Elétrico
Brasileiro, introduzido a partir de 2004 [2].
O Novo Modelo Elétrico foi formado por novas regras que redefiniram o papel
do governo e das agências reguladoras no setor. Foram criados novos agentes
institucionais, como a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), empresa responsável
pelo planejamento da expansão do setor elétrico, o Comitê de Monitoramento do Setor
Elétrico (CMSE), responsável por avaliar permanentemente a segurança do suprimento
de energia elétrica do país, e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE),
com a atribuição de organizar as atividades de comercialização de energia no país.
Destaca-se também, a importância do Conselho Nacional de Políticas Energéticas
(CNPE), conselho interministerial consultivo da Presidência da República, que tem
6
como principais atribuições a definição de diretrizes e a aprovação das políticas
energéticas formuladas e propostas pelo Ministério de Minas e Energia (MME).
A atual estrutura de funcionamento do setor elétrico foi concebida sob um ideal
de equilíbrio institucional entre agentes de governo, agentes públicos e privados, desse
modo, existem agentes de governo responsáveis pela política energética do setor, sua
regulação e operação centralizada, ou seja, o CNPE, o MME e o CMSE. As atividades
regulatórias e de fiscalização são exercidas pela ANEEL. Já as atividades de
planejamento, operação e contabilização são exercidas por empresas públicas ou de
direito privado sem fins lucrativos, como a EPE, o ONS e a CCEE [3]. As geradoras,
transmissoras, distribuidoras e comercializadoras devem seguir as atividades permitidas
e reguladas por esses órgãos, conforme ilustra a Figura 2.1.
Figura 2.1 - Mapeamento organizacional do setor elétrico nacional [3]
7
2.2. Leilão de Transmissão de Energia
O sistema de transmissão brasileiro, composto por linhas de transmissão e
subestações com tensão nominal acima de 230 kV, é denominado Rede Básica de
Transmissão. O papel da Rede Básica é garantir a integração entre fontes remotas de
energia aos centros de carga, representados pelas subestações terminais para
atendimento às distribuidoras ou atendimento direto a grandes clientes, como aeroportos
e indústrias, os quais têm necessidades específicas e demandam média tensão para
operar.
Além disso, a Rede Básica é fundamental para a operação energética do sistema,
posto que estabelece a integração elétrica entre diferentes bacias hidrográficas e entre
regiões do país. Desse modo, permite constantes intercâmbios energéticos que otimizam
os custos de operação do parque gerado e de operação em complementação térmica,
através da substituição de geração térmica de alto custo por geração hidráulica. De
acordo com a EPE, o Brasil possui aproximadamente 125,8 mil quilômetros de linhas de
transmissão da Rede Básica ligados ao SIN [4], conforme ilustra a Figura 2.2.
Figura 2.2 - Sistema Interligado Nacional (SIN) [5]
8
Excluindo-se 2001, ano do racionamento de energia elétrica, e 2007 em que a
expansão foi significativamente reduzida, no geral, nos demais períodos, o acréscimo à
Rede Básica foi superior a 2.000 km por ano, com destaque para 2003, com 4,9 mil km.
Além disso, é possível observar um aumento considerável na implantação das Linhas de
Transmissão a partir de 2013 [6], devido à conclusão de empreendimentos que estavam
em atraso, como ilustra o Gráfico 2.1.
Gráfico 2.1 - Quilometragem de linhas de transmissão implantadas por ano [6]
Até 1999, a rede de transmissão era operada pelas companhias verticalizadas,
com ativos de geração, transmissão e, em alguns casos, distribuição, ou pelas
companhias resultantes de sua cisão para fins de privatização e ainda controladas pelo
Estado. A partir desse ano, a ANEEL iniciou o processo de expansão do SIN, com base
em leilões de transmissão. Este tinha como finalidade a seleção de um grupo
empreendedor responsável pela construção, montagem, operação e manutenção da rede,
os quais os agentes poderiam participar e dar lances a fim de arrematar lotes desses
leilões. O vencedor seria o candidato que apresentasse a menor tarifa a ser praticada.
Esse sistema de leilão é utilizado atualmente [7].
Para que um ativo de transmissão faça parte do leilão de energia, é necessário
que este seja apontado nos seguintes documentos: Programa de Expansão da
Transmissão (PET), elaborado pela EPE, e Plano de Ampliações e Reforços (PAR),
elaborado pelo ONS. Estes documentos indicam as obras (linhas e subestações)
necessárias para a adequada prestação dos serviços de transmissão de energia. Os
0,0
2000,0
4000,0
6000,0
8000,0
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
Linhas de Transmissão Implantadas (km)
9
empreendimentos definidos pelo Governo Federal são incluídos no Programa Nacional
de Desestatização (PND), que determina à ANEEL a realização e o acompanhamento
dos processos de licitação das respectivas concessões.
Os editais de licitação permitem a participação de empresas nacionais e
estrangeiras, públicas e privadas, que podem concorrer isoladamente ou em consórcio,
assim como fundos de investimentos em participação registrados na Comissão de
Valores Mobiliários (CVM). Porém para que uma empresa ou consórcio participe do
leilão, é necessária que seja comprovada a experiência da mesma na área de
transmissão, ou pelo menos parte do consórcio. De acordo com o modelo atual, os
leilões são realizados com inversão da ordem de fases, ou seja, a habilitação jurídica,
técnica, econômico-financeira e fiscal é realizada apenas após a realização do leilão e
apenas para as vencedoras [6].
A ANEEL disponibiliza em seu site os editais dos leilões com antecedência
mínima de um mês em relação à data do leilão. Um mesmo lote pode compor linhas,
subestações e equipamentos de compensação ou transformação. De acordo com os
ativos disponibilizados em um determinado lote, a ANEEL estabelece um valor de
referência da Receita Anual Permitida (RAP) para cada lote. A RAP consiste no valor
em que o agente de transmissão receberá a cada ano, durante toda a concessão do
contrato. Este valor é pago mensalmente, e é conhecido como Pagamento Base (PB).
Nos leilões de energia, vence quem oferecer a menor tarifa, ou seja, a menor RAP para
prestação do serviço público de transmissão. Os deságios verificados resultam em
benefícios ao consumidor, uma vez que a tarifa de uso dos sistemas de transmissão é um
dos componentes de custo da tarifa praticada pelas distribuidoras. Essa diferença
também contribui para maior competitividade do setor energético nacional.
Além do edital, a Agência Nacional de Energia Elétrica disponibiliza os
respectivos anexos técnicos ao edital, juntamente com os relatórios R1, R2, R3 e R4,
cujos teores dos relatórios estão apresentados na Tabela 2.1.
10
Tabela 2.1 - Relatórios de Estudo de Engenharia e Planejamento
Relatórios de Estudo de Engenharia e Planejamento
R1 Relatório de Estudos para a Licitação da Expansão da Transmissão
– Análise Preliminar Técnico-Econômica das Alternativas
R2 Relatório de Detalhamento da Alternativa de Referência
R3 Relatório de Caracterização e Análise Socioambiental
R4 Relatório de Caracterização das Instalações Existentes
Os relatórios R2, R3 e R4 são elaborados previamente por um agente
determinado pela ANEEL por possuir a concessão de ativos correlacionados aos
referidos no lote, e após a realização do leilão, o agente responsável pela elaboração dos
relatórios é ressarcido pelo agente vencedor do leilão. Este valor é conhecido
previamente através do edital. Já o relatório R1 é elaborado pela Empresa de Pesquisa
Energética (EPE), de acordo com a demanda de geração e/ou distribuição.
Quando os agentes de transmissão têm acesso aos relatórios (R1, R2, R3 e R4)
eles podem iniciar os estudos para verificar a viabilidade econômica do
empreendimento. Nesse momento, são realizados estudos mais aprofundados para
encontrar novas soluções para os relatórios R2, R3 e R4, elaborados pelos agentes, de
modo a otimizar a viabilidade do negócio. Nesta etapa, são considerados os locais dos
lotes, verificando através da sinergia entre os ativos que já estão em operação e os ativos
pleiteados pela transmissora maior exequibilidade do empreendimento, além de
verificar as principais dificuldades relacionadas às atividades de regularização fundiária
e com órgãos de meio ambiente. Concomitantemente, são avaliados possíveis parceiros
para o empreendimento, através de consórcios, construtoras, fundos de investimento e
empresas prestadoras de bens e serviços, além de possibilidades de financiamentos.
Com um dossiê detalhado com todos os documentos, é realizado um estudo final
com as áreas internas a fim de realizar um Modelo de Negócios, de modo a verificar a
possibilidade de captação de recursos e a Taxa Interna de Retorno (TIR), que consiste
em uma taxa de desconto hipotética, que quando aplicada a um fluxo de caixa, faz com
que os valores das despesas, trazidos ao valor presente, seja igual aos valores dos
retornos dos investimentos, também trazidos ao valor presente. Em outras palavras, em
quanto tempo o investimento passaria a ser rentável.
11
Outro fator determinante para o empreendimento é o prazo para entrada em
operação comercial, que consiste em quanto tempo após a assinatura do contrato de
concessão os ativos devem estar operando. Juntamente com o valor da RAP, este é um
fator extremamente importante para atestar a viabilidade técnico-econômica do
empreendimento e, posteriormente, para realização do cálculo da Taxa Interna de
Retorno.
Munida de todas essas informações, a transmissora pode finalmente, alinhada
com seus acionistas, tomar a decisão final de investimento sobre a possibilidade de dar
lances no lote do leilão de transmissão e de até quanto pode oferecer de deságio para,
ainda assim, ter uma boa rentabilidade.
O leilão de transmissão é realizado em sessão pública, conduzida pela
BM&FBOVESPA, no recinto da mesma, em São Paulo. A proposta financeira é
entregue em envelope fechado sendo declarada vencedora de cada lote, a proponente
que ofertar o menor valor de Receita Anual Permitida para exploração da concessão do
serviço público de transmissão, desde que os valores propostos pelas demais
proponentes sejam superiores a 5% da menor oferta financeira. Caso contrário, a sessão
do leilão prossegue com lances sucessivos efetuados a viva-voz até que seja atingida a
menor oferta por uma das partes.
Cerca de noventa dias após serem declarados os vencedores do leilão, as
transmissoras assinam o contrato de concessão com a ANEEL, que estabelece regras
claras a respeito de tarifa, regularidade, continuidade, segurança, atualidade e qualidade
dos serviços e do atendimento prestado aos consumidores. Da mesma forma, define
penalidades para os casos em que a fiscalização da ANEEL constatar irregularidades.
Finalmente, o agente de transmissão está apto a iniciar a construção do
empreendimento.
12
3. Implantação
3.1. Planejamento da Implantação
Para que o projeto seja conduzido da melhor forma, é necessária, antes de tudo, a
definição da matriz de responsabilidades. Essa matriz tem como principal objetivo a
atribuição de funções e responsabilidades dentro dos processos que compõem o projeto.
As atribuições de responsabilidades e funções devem ser formalizadas e documentadas
a fim de evitar dúvidas e conflitos entre os membros da equipe. Estas definições devem
estar intimamente ligadas à definição do escopo da implantação.
Independentemente de onde ficarão estas informações, é fundamental que
estejam disponíveis para toda a equipe e acessível ao longo do projeto, pois é
impensável gerenciar um projeto sem que os membros da equipe tenham o devido
conhecimento das suas responsabilidades. E, para garantir que todos os processos
correrão bem, é importante mapear todas as partes envolvidas, como as áreas
relacionadas ao meio ambiente, fundiário, financeiro, regulação e engenharia.
3.1.1. Planejamento Financeiro
Já com a viabilidade econômica consolidada, o projeto de implantação da linha
de transmissão deve ter um controle financeiro de modo a minimizar as chances de
aditivos e pleitos posteriormente pelas empresas prestadoras de serviço. Desse modo, é
importante mapear os custos orçados não só do ponto de vista da engenharia, mas
também de outras áreas como ambientais, regulatórios, fiscais, administrativos,
financeiros e jurídicos que são extremamente relevantes à construção da linha de
transmissão [8].
Nesse momento, é importante verificar a relação dos recursos disponíveis para a
implantação, com a elaboração de estudos detalhados ao nível de engenharia,
planejamento do investimento, controle da execução, negociações e contratações com a
realização de solicitações e adjudicação de propostas, aquisição de equipamentos,
organização da inspeção e fiscalização geral. Ainda nesta etapa, o contrato de
construção é celebrado e as autorizações e licença de instalação (LI) devem ser obtidas.
13
De modo comparativo, a ANEEL [9], disponibiliza uma estimativa de custos
para subestações, conforme Gráfico 3.1.
Gráfico 3.1 - Divisão de custos para subestações, segundo a ANEEL [9]
Há também uma estimativa de custos para linhas de transmissão, conforme
Gráfico 3.2. Sendo assim, a transmissora pode apurar seus gastos e comparar, buscando
uma melhor distribuição de custos.
Gráfico 3.2 – Divisão de custos para linhas de transmissão, segundo a ANEEL [9]
19%
3%
23%
26%
29%
Divisão de Custos em Subestações
Engenharia
Canteiro de Obras
Obra Civil
Montagem
Administração Local eComissionamento
4%
3%
15%
3%2%
6%
57%
10%
Divisão de Custos em Linhas de Transmissão
Inspeção
Serviços Técnicos
Engenharia
Canteiro de Obras
Construção de Acessos
Obras Civis
Montagem
14
Como no setor elétrico a Receita Anual Permitida (RAP) só começa a ser
recebida após a liberação comercial do empreendimento, a transmissora precisa buscar
alternativas para ajudar no investimento. Desse modo, devem ocorrer negociações com
instituições financeiras, potenciais financiadores do projeto e com o governo a fim de
obter os respectivos incentivos. Dentre as alternativas, uma das mais utilizadas é o
financiamento fornecido pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
(BNDES).
3.1.2. Contratação
Com a matriz de responsabilidades definida, pode-se então, elaborar o Termo de
Referência (TR) para contratação de uma ou mais empresas para construção. Em alguns
casos, há a contratação de uma empresa para auxiliar na gestão da construção,
conhecida como engenharia do proprietário (EP), dependendo da quantidade de pessoas
disponíveis, por parte da transmissora, para se dedicar ao projeto, da demanda requerida
e do escopo do projeto. O TR é um documento no qual uma instituição contratante
estabelece os termos pelos quais um serviço deve ser prestado ou um produto deve ser
entregue por potenciais contratados. Este precede a assinatura do contrato e tem como
função principal informar potenciais contratados sobre as especificações do serviço.
Quando o contrato é celebrado, o TR se torna parte integrante do contrato. Com o
documento em mãos, as empresas prestadoras de serviços (EPS) podem elaborar seu
orçamento da melhor forma possível.
Além dos termos de serviço, o TR precisa informar a estrutura contratual que
será adotada e, para defini-la para construção e implantação de um projeto, é importante
determinar como será a alocação de riscos entre as partes e a mitigação desses. Tal
alocação, em geral, é feita considerando a estrutura de financiamento, o estágio de
maturidade e desenvolvimento do projeto e os recursos internos existentes na empresa,
dentre outros. Quanto mais detalhado for o planejamento prévio, maior será a segurança
na alocação dos riscos e no dimensionamento dos custos e prazos pelas partes. De modo
geral, para implantação de projetos, os contratos podem ser do tipo preço unitário, por
administração, ou Engineering, Procurement and Construction Contracts (EPCs) [10].
Em geral, as empresas de transmissão optam por uma modalidade de contrato
conhecida como EPC lump sum turn key. Nesse modelo, a empresa realiza um contrato
para o projeto, a construção, a montagem e a compra de equipamentos, de acordo com o
15
qual a contratada será responsável pela execução do projeto, a preço fixo e prazo
determinado. Nesse caso, há menor flexibilidade da contratante, já que esta negocia com
uma parte só e eventualmente deixa de obter benefícios que seriam possíveis em
negociações individuais com diversas partes. Por outro lado, a demanda na organização
interna da contratante é menor e há uma mitigação maior de problemas e riscos que
podem surgir durante o projeto visto que a responsabilidade é toda da contratada.
3.1.3. Licenciamento Ambiental
Para que a construção do empreendimento possa iniciar, é necessária a obtenção
da liberação por parte dos órgãos ambientais, como Ibama (Instituto Brasileiro do Meio
Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis) e Iphan (Instituto do Patrimônio
Histórico e Artístico Nacional), pois de acordo com a legislação brasileira, todo
empreendimento considerado potencialmente poluidor deve realizar o licenciamento
ambiental para a definição de sua localização, instalação e operação junto ao órgão
competente (Federal, Estadual ou Municipal) [11]. Para realização desta atividade, o
Relatório ANEEL R3 contém as informações pertinentes.
Nos processos de licenciamento ambiental conduzidos por órgão ambiental
federal, estadual ou municipal, o Iphan deverá ser consultado preventivamente. A
manifestação do Instituto é imprescindível para que um empreendimento ou atividade
em processo de licenciamento não venha a impactar ou destruir os bens culturais
considerados patrimônio dos brasileiros, protegidos por tombamento [12].
O estudo ambiental que norteia o licenciamento ambiental de atividades ou
empreendimentos potencialmente poluidores em consonância com a resolução
CONAMA 01/1986 é o Estudo de Impacto Ambiental (EIA). Além do EIA, deve ser
elaborado o Relatório de Impacto Ambiental (RIMA), que é um documento que possui
como finalidade apresentar de forma objetiva e adequada o empreendimento ou
atividade para compreensão do público em geral. Estes documentos devem ser
elaborados pela empresa contratada.
O EIA tem como objeto o diagnóstico das potencialidades naturais e
socioeconômicas, os impactos do empreendimento e as medidas destinadas a mitigação,
compensação e controle desses impactos. Já o RIMA oferece informações essenciais
para que a população tenha conhecimento das vantagens e desvantagens do projeto e as
consequências ambientais de sua implementação.
16
Estudos de viabilidade ambiental e locacional são de extrema importância para
novos empreendimentos, pois esses estudos avaliam as particularidades e características
das áreas escolhidas para a instalação de um novo empreendimento ou de uma nova
empresa [13].
Diversos fatores devem ser avaliados durante a escolha de um local para
implantação de um empreendimento, tais como: impeditivos ambientais, comunidades
do entorno, leis regionais, aspectos socioeconômicos, entres outros.
O Relatório Ambiental Simplificado (RAS) foi instituído formalmente pela
resolução CONAMA nº 279/2001, de forma complementar a resolução CONAMA nº
006/1987, e tem por objetivo oferecer, por meio de procedimento simplificado,
elementos para a análise da viabilidade ambiental de empreendimentos ou atividades
consideradas potencial/efetivamente causadoras de degradação do meio ambiente.
A instituição do RAS é oriunda de demanda específica gerada no contexto do
setor elétrico para empreendimentos com impacto ambiental de pequeno porte, julgados
indispensáveis ao incremento da oferta de energia elétrica no País, como no caso de
sistemas de transmissão de energia elétrica, através de linhas de transmissão e
subestações.
A Licença Prévia (LP) deve ser solicitada na fase preliminar do planejamento da
atividade. É ela que atestará a viabilidade ambiental do empreendimento, sua
localização e concepção e, definirá as medidas mitigadoras e compensatórias dos
impactos negativos do projeto, bem como as medidas potencializadoras dos impactos
positivos. Sua finalidade é definir as condições com as quais o projeto torna-se
compatível com a preservação do meio ambiente. É também um compromisso assumido
pelo empreendedor de que seguirá o projeto de acordo com os requisitos determinados
pelo órgão ambiental. A licença prévia não autoriza o início das obras, limitando-se
apenas a comprovar a viabilidade ambiental do projeto [14].
Para que o empreendedor seja autorizado a efetivamente iniciar as obras de
instalação do empreendimento, é necessária a obtenção da Licença de Instalação (LI),
que é concedida após o cumprimento das condicionantes da LP. A emissão da LI é uma
confirmação do órgão ambiental para com o empreendedor, que as especificações
constantes dos planos, programas e projetos ambientais apresentados atendem aos
padrões de qualidade ambiental estabelecidos em normas ambientais vigentes. Em geral,
a demora dos órgãos ambientais na concessão das licenças é uma das principais causas
de atraso na implantação das obras, conforme ilustra o Gráfico 3.3.
17
Gráfico 3.3 - Tempo médio para licenciamento ambiental [5]
3.1.4. Liberação Fundiária
Outro fator que impacta consideravelmente no prazo da obra é a liberação
fundiária. Para a liberação total da faixa de servidão e desapropriação é necessário que
haja gestão e fiscalização por meio do setor fundiário, tendo como atividades principais:
• Levantamento topográfico;
• Levantamento dominial;
• Elaboração de pautas e valores;
• Laudo de avaliação de servidão administrativa;
• Negociação fundiária;
• Ajuizamento de ação de desapropriação para obtenção de imissão na
posse de servidão administrativa;
• Regularização fundiária.
Uma das formas de facilitar a liberação fundiária é através da Declaração de
Utilidade Pública (DUP) [13], que consiste em um ato administrativo, o qual declara
que um determinado objeto será necessário para a prestação de um serviço público. A
partir daí poderá o poder judiciário proceder com a desapropriação desse objeto ou
apenas a desapropriação da faixa de servidão administrativa. Em geral, a DUP é um
instrumento utilizado para facilitar a liberação fundiária de áreas necessárias à
implantação da obra, seja da área necessária à instalação da subestação ou ainda para a
construção da linha de transmissão [15].
0
100
200
300
400
5002
01
2
20
13
20
14
20
15
20
16
Tempo médio para licenciamento ambiental (dias)
18
O instrumento jurídico da desapropriação significa que o proprietário da área
perderá a titularidade e a posse da terra para o agente de transmissão que ficou
incumbido de fazer a obra de interesse público da subestação ou trecho de linha de
transmissão, mediante o pagamento de indenização.
Já a declaração de utilidade pública para instituição de servidão administrativa,
em geral, tem o propósito de facilitar a liberação fundiária de maneira a permitir a
construção de linhas de transmissão. O instrumento jurídico da servidão administrativa
implica na manutenção do direito à propriedade da área de terra atingida. O proprietário
permanece em posse do imóvel e com o título das terras, porém ele passará a ter
restrições no seu uso, mediante o pagamento de indenização por parte do agente. No
caso de linhas de transmissão aéreas não é permitido fazer construções ou edificações,
queimadas, nem plantações de elevado porte [16].
As negociações fundiárias são de responsabilidade das transmissoras, sendo que
a competência da ANEEL se limita apenas a declarar utilidade pública para as áreas
necessárias, mediante solicitação das empresas.
Cabe ressaltar que, de modo geral, quanto maior o comprimento da linha de
transmissão, maiores são as dificuldades com a liberação fundiária, principalmente para
negociação da desapropriação, sobretudo em alguns locais onde o preço das terras é
mais elevado e as negociações com os proprietários são mais difíceis. Sendo assim, os
prazos extensos no trâmite de ações judiciais e de documentação nos cartórios também
acarretam em atraso por parte das liberações necessárias para cumprir com as entregas
de documentos aos órgãos ambientais.
3.1.5. Projeto da Linha de Transmissão
Com todas as premissas coletadas, a empresa projetista pode iniciar o projeto da
linha de transmissão. Lembrando que é responsabilidade da transmissora não só a
implantação da linha de transmissão, mas também dos dois bays de entrada de linha que
serão conectados nos barramentos das subestações. Estes são compostos por disjuntor,
chaves seccionadoras, transformador de corrente (TC), transformador de potencial (TP)
e para-raios.
A elaboração dos documentos básicos para a implantação de uma linha de
transmissão prescinde de um minucioso levantamento de campo, a fim de propiciar o
conhecimento do meio físico, biótico e antrópico que o corredor de estudo atravessa.
19
Também é fundamental levantar dados meteorológicos, geotécnicos e históricos da
região para definir a melhor alternativa. Em visitas técnicas que antecedem os leilões de
transmissão, ainda na fase de estudos, as transmissoras têm a possibilidade de mapear
alternativas de traçado para a futura linha de transmissão. Apesar de a ANEEL sugerir a
diretriz principal, fornecendo inclusive as coordenadas dos vértices, é possível realizar
modificações em busca do menor custo para o empreendimento e menor impacto
ambiental.
Algumas premissas básicas são fundamentais para a escolha do melhor traçado.
A principal delas é a definição da menor extensão total possível, reduzindo assim a
quantidade de torres, cabos e de materiais e serviços associados. Além disso, devem ser
evitadas deflexões fortes, pois quanto mais agudos os ângulos entre duas estruturas,
maiores os esforços nas torres e fundações, obrigando assim a instalação de ancoragens
mais robustas e caras. No entanto, percursos retilíneos nem sempre são possíveis,
devido à quantidade de travessias e áreas ambientais, que acarretam maior custo.
Sob o aspecto ambiental, deve ser assegurado o distanciamento de Áreas de
Proteção Permanente (APPs) e de regiões com fragmentos de vegetação nativa. A faixa
de servidão, inclusive, precisa estar afastada de reservas indígenas e aldeias
quilombolas. Na vistoria de campo devem ser analisados, ainda, os relevos favoráveis à
alocação das estruturas, o que evita a utilização de torres com alturas elevadas ou vãos
de comprimento reduzido. A escolha de solos apropriados à execução de fundações
normais também é fundamental para a redução do preço final do projeto.
As linhas de transmissão são construídas com altura de segurança mínima, de
modo a não utilizar torres mais altas que o necessário, evitando gastos com material na
construção das mesmas. Desse modo, é fundamental desviar de travessias no percurso
da linha de transmissão, pois esta deverá passar sobre a linha de transmissão existente,
incorrendo custos maiores com material. O mesmo ocorre com o cruzamento dos cabos
com grandes obstáculos naturais ou artificias, como rios, rodovias e ferrovias já que a
existência destes exige a implantação de estruturas especiais com alturas elevadas e,
consequentemente, maiores gastos, além do trâmite burocrático, com os respectivos
órgãos, para realização das travessias.
Em contrapartida, há conveniência em implantar o corredor da linha em locais
próximos a rodovias e ferrovias a fim de facilitar o apoio logístico e a chegada de
materiais e equipamentos nos canteiros de obra, simplificando também o acesso dos
trabalhadores à construção. É vantajoso, ainda, manter o paralelismo da faixa de
20
servidão com linhas de transmissão existentes, pois seguramente já existem acessos
construídos que podem ser aproveitados.
Nesse sentido, a escolha da melhor diretriz, além de propiciar a redução do custo
final do empreendimento, favorece aos agentes de transmissão nas posteriores fases de
operação e manutenção do empreendimento.
Todo o conteúdo gerado pelos estudos técnicos torna-se um manual para o
projeto, a partir do qual os parâmetros elétricos, mecânicos e ambientais são definidos e
utilizados como base para a execução da obra. Primeiramente é realizado o projeto
básico, que consiste em um documento que revela todos os elementos técnicos
necessários para caracterizar a obra ou serviço, com um nível de detalhamento
suficiente para possibilitar o entendimento completo da solução proposta. As
características e quantidades de todos os materiais e equipamentos utilizados, os estudos
de impacto ambiental e a declaração de responsabilidades devem estar presentes neste
documento, assim como as torres a serem utilizadas, a especificação completa dos cabos
condutores e para-raios, tipos de isoladores e todos os componentes empregados na
construção, servindo de base para a compra dos materiais [16].
Após os trabalhos de levantamento topográfico e os desenhos de planta e perfil
terem sido concluídos, pode ser iniciado o projeto executivo, com a alocação das
estruturas no traçado. Neste momento, são definidos os tipos de estruturas, cabos
condutores e cabos para-raios. Cada estrutura deverá ter, pelo menos, dois cabos para-
raios, a fim de evitar desligamento por descargas atmosféricas [17].
Outro item importante no projeto executivo, que demanda bastante atenção
devido à elevação do custo e às potenciais implicações técnicas, é o projeto de
travessias sobre outras linhas existentes. Nele constam informações como: ângulo de
cruzamento, altura dos cabos ao solo e outras particularidades, de acordo com as normas
específicas. Caso sejam verificadas travessias sobre outras linhas de transmissão ou
outros obstáculos como rodovias, ferrovias, edificações, as licenças devem ser
previamente solicitadas ao órgão responsável. Após a obtenção de todas as licenças e o
projeto executivo concluído, a implantação pode, efetivamente, ser iniciada.
21
3.2. Execução da Implantação
3.2.1. Canteiro de Obras
A primeira etapa a ser realizada para implantação é a construção do canteiro de
obras, que é o local que servirá de apoio a todas as atividades a serem realizadas,
conforme ilustra a Figura 3.1. Com isso a empreiteira contratada pode iniciar a
construção em local estratégico determinado previamente. Embora muitas vezes as
linhas de transmissão estejam localizadas em áreas de difícil acesso, é imprescindível
avaliar a logística, relacionada à chegada de equipamentos de grande porte ao canteiro,
além da estrutura que a cidade escolhida é capaz de oferecer, como rede hoteleira e
insumos para obra.
Figura 3.1 - Canteiro de obras da linha de transmissão que liga Curitiba a São José dos Pinhais [18]
Para seguir o princípio do crescimento sustentável, é essencial o
comprometimento com o respeito e zelo ao ambiente e às comunidades onde o canteiro
de obras será instalado. Para isso, é primordial assumir um compromisso de
desenvolvimento com menor impacto possível ao meio ambiente, atuando com
eficiência e eficácia na preservação dos recursos e insumos a ele agregados.
22
Cabe ressaltar que a abertura de canteiros não é uma tarefa trivial em projetos de
linhas de transmissão. Dependendo do comprimento da linha, o canteiro pode ter
milhares de funcionários. Além disso, em muitos casos, são abertos vários canteiros,
cada um com áreas que incluem alojamento, almoxarifado, área de vivência, banheiros,
escritório, refeitório, ambulatório, depósito, estruturas operacionais e guarita de
segurança.
A principal vantagem de se abrirem vários canteiros é a possibilidade de se ter
diversas frentes de trabalho, otimizando o tempo e o projeto, ou seja, enquanto uma
equipe atua na construção no início da linha, uma segunda pode atuar no meio da linha e
outra ainda no final, reduzindo o tempo de trabalho a cerca de um terço, caso fosse
instalado apenas um canteiro. Nesse caso, ainda que um maior número de canteiros
resulte em maiores gastos, é necessário verificar a melhor forma de realização, sempre
otimizando o projeto, uma vez que quanto mais rápida a entrada da linha de transmissão
em operação comercial, mais rápida é a obtenção do pagamento base pela transmissora,
desde que a data de entrada em operação seja posterior à data de necessidade sistêmica,
conforme informada no contrato de concessão.
Todas as premissas relatadas devem estar no orçamento do projeto, além da
confecção de placas da obra e a elaboração de toda documentação necessária para
regularização da construção.
Alguns documentos merecem especial atenção por promover e preservar a saúde
dos trabalhadores ou regularizar as obras, como a Anotação de Responsabilidade
Técnica (ART), o Programa de Controle Médico de Saúde Ocupacional (PCMSO), o
Programa de Prevenção de Riscos Ambientais (PPRA) e o Programa de Condições e
Meio Ambiente de Trabalho na Indústria da Construção Civil (PCMAT). Além disso, é
imprescindível que os colaboradores, que forem atuar em locais com equipamentos
energizados, possuam os cursos relativos à Norma Regulamentadora 10 (NR-10) que
rege sobre a segurança em instalações e serviços em eletricidade, SEP que aborda
aspectos complementares a NR-10 sobre o sistema elétrico de potência, e Norma
Regulamentadora 35 (NR-35) referente à realização de trabalhos em altura.
Nessa etapa, há uma maior participação e apoio da equipe de segurança do
trabalho, através do PCMSO e do PCMAT de modo a controlar e acompanhar os
funcionários durante todo o cronograma das obras, além de utilizar técnicas a fim de
mitigar eventuais riscos e acidentes. Uma das técnicas mais utilizadas é a realização do
Diálogo Diário de Segurança (DDS) [19], que consiste em despertar no colaborador a
23
conscientização envolvendo suas atividades diárias, em respeito à sua segurança, meio
ambiente, saúde e qualidade. Ela é aplicada geralmente em um tempo de cinco a quinze
minutos, sempre antes do início da jornada de trabalho. Este tempo é reservado para
discussões e instruções básicas de assuntos ligados a prevenção de acidentes
relacionados à saúde e segurança.
Durante toda a construção, é importante a realização da Análise Preliminar de
Risco (APR) de acordo com a atividade a ser desempenhada e do Relatório Diário de
Obra (RDO) informando diariamente sobre os acontecimentos no local da obra.
Conforme dispõe a Norma Regulamentadora 6 (NR-6) [20], a empresa é
obrigada a fornecer aos colaboradores, gratuitamente, os Equipamentos de Proteção
Individual (EPIs) adequados ao risco, em perfeito estado de conservação e
funcionamento, destinados à proteção contra riscos capazes de ameaçar a sua segurança
e a sua saúde. Estes consistem em: capacete, botas, luvas, óculos, protetor auricular,
máscara, cintos, entre outros, conforme ilustra a Figura 3.2.
Figura 3.2 - Equipamentos de Proteção Individual (EPIs) [21]
Além destes, os Equipamentos de Proteção Coletiva (EPCs), como extintores de
incêndio, cones, fitas de isolação, placas de sinalização, também são imprescindíveis.
24
3.2.2. Obras Civis
Durante a etapa de obras civis, inicia-se a atividade de fundação de torres e de
equipamentos das subestações. O projeto de fundação é executado a partir do programa
de investigação geológico-geotécnica do solo, elaborado no projeto executivo. Em
geral, a equipe de engenharia civil fica responsável pelo acompanhamento dos projetos
dessa área por possuírem a expertise necessária. Ainda assim, é importante o apoio dos
engenheiros eletricistas para que as instalações posteriores possam ser realizadas de
maneira adequada nas torres e nas subestações onde a linha de transmissão será
conectada, de acordo com o projeto executivo. Além disso, é imprescindível
acompanhar durante toda a obra se os prazos estão sendo atendidos e se os custos estão
como no orçamento, pois o controle e acompanhamento por parte do gerente do projeto
é fundamental para que o projeto seja bem-sucedido.
A primeira etapa é a escavação do terreno destinado à implantação das
subestações, que em alguns casos, pode ser de grande incidência rochosa, o que exige a
utilização de equipamentos de grande porte, dificultando significativamente o trabalho
e, onerando o custo e o prazo para estas atividades, conforme ilustra a Figura 3.3. Já nos
casos das linhas de transmissão o ideal é alterar o traçado de modo a evitar este tipo de
terreno.
Figura 3.3 - Escavação de subestação com grande incidência rochosa
25
Para que o terreno esteja preparado, é necessária a realização de algumas etapas.
Dentre elas, destaca-se a terraplenagem, conforme ilustra a Figura 3.4, que se refere ao
movimento de terra necessário para amoldar os terrenos para a construção. Para que a
terraplenagem seja realizada com sucesso, é importante evitar a realização deste
trabalho durante as épocas chuvosas.
Figura 3.4 - Etapa de terraplenagem em Ibiraci (MG) [22]
Entretanto, a terraplenagem apenas prepara o terreno, o que não impede que o
terreno volte a sua condição prévia. Desse modo, é necessária a realização da drenagem
do terreno, envolvendo principalmente a instalação de sistemas de drenagem capazes de
reter o solo eventualmente erodido na própria área e evitar processos erosivos nos
terrenos circunvizinhos. É também importante aplicar algum tratamento superficial aos
taludes que dispensem obras de contenção, tão logo eles atinjam sua configuração final.
O tratamento normalmente é feito com o plantio de gramíneas, conforme ilustra
a Figura 3.5, ou, ainda, conforme a configuração geométrica e a qualidade dos solos,
com tela argamassada. Taludes devem ainda receber, assim que possível, canaletas de
drenagem. Cabe alertar que os sistemas de drenagem executados tendem a receber solo
particulado em quantidades expressivas, tendo em vista a permanência de áreas com
solo desprotegido.
26
Figura 3.5 - Plantio de gramíneas no talude da subestação [23]
É necessário assegurar que, ao término das obras, proceda-se uma cuidadosa
inspeção do sistema, recuperando eventuais trechos assoreados ou obstruídos, pois
somente assim ele funcionará, evitando alagamentos e inundações. Os riscos devem ser
previstos e equacionados com antecedência [23].
Finalmente, é possível iniciar as fundações das bases, conforme ilustra a Figura
3.6. No traçado da linha de transmissão é necessário diferenciar quando a fundação será
realizada para uma torre estaiada ou autoportante.
Figura 3.6 - Fundação de torre autoportante [25]
27
Já nas subestações, para a implantação da entrada de linha, faz-se necessária a
fundação para barramentos, disjuntores, chaves seccionadoras, transformadores de
corrente, transformadores de potencial, para-raios e isoladores de pedestal. Importante
frisar que como o sistema elétrico é trifásico, todos os equipamentos terão três unidades,
consequentemente, o número de fundações será três vezes maior. Dependendo da
configuração do projeto, podem ainda existir, transformadores de potência, bancos de
capacitores e reatores.
Concomitantemente a realização das fundações, para que a linha de transmissão
possa operar com confiabilidade e segurança, é necessário a instituição da largura da
faixa de servidão, que consiste no espaço de terra transversal ao eixo da linha de
transmissão e determinado em função de suas características elétricas e mecânicas,
necessário para garantir o bom desempenho da linha, sua inspeção, manutenção e a
segurança das instalações e de terceiros.
Além disso, deve haver uma atenção especial aos aspectos ambientais inerentes
à instalação da largura da faixa de servidão, de modo que a supressão vegetal neste
espaço seja reduzida ao mínimo estritamente necessário para assegurar condições
satisfatórias de construção, operação e manutenção da linha [24].
Normalmente, para linhas de 230 kV são utilizadas faixas de servidão com
largura de 40 metros, enquanto para linhas de 345 ou 500 kV considera-se 60 metros de
largura de faixa, conforme ilustra a Figura 3.7.
Figura 3.7 - Largura da faixa de servidão para linhas de transmissão de 500kV [17]
Em muitos casos, para chegada ao local da torre, é necessária a abertura de
acessos, de modo a viabilizar vias para transporte de materiais, mão-de-obra e de
inúmeros equipamentos pesados, necessários à construção da linha de transmissão.
Após a implantação é necessário atuar preventivamente na manutenção dos acessos,
28
realizando inspeções de rotina, de modo que caso ocorra um desligamento da linha de
transmissão e seja necessário ir ao local para verificação, o tempo gasto seja o menor
possível, de modo a reduzir a Parcela Variável por Indisponibilidade (PVI), que consiste
no desconto aplicado na RAP em casos de desligamento.
3.2.3. Montagem de Torres de Transmissão
Dada a limpeza da largura da faixa de servidão, a abertura de acessos e a
fundação das bases concluídas, pode-se iniciar a pré-montagem das torres de
transmissão.
Nesta etapa, os componentes da torre de transmissão transportados do pátio são
deixados nos locais de montagem, conforme ilustra a Figura 3.8. As treliças são
transportadas e amarradas em feixes por cintas metálicas próprias para uso, os
parafusos, porcas e arruelas são transportadas em sacos plásticos e ou caixas de
madeira, que após o uso são encaminhados para reuso ou reciclados [25].
Figura 3.8 – Componentes da estrutura metálica [25]
A pré-montagem das seções das torres ocorrem no solo, onde são montadas
sobre madeira para evitar contato com o solo, danos aos materiais, aderência de sujeiras
e a facilitar o içamento para a equipe de montagem, conforme ilustra Figura 3.9. Neste
processo o conjunto de parafusos, arruelas e porcas não são apertados, de modo que
29
todo o bloco de estrutura se mantenha solto permitindo que durante a montagem seja
possível ajustar os encaixes quando içados e encaixados nas estruturas fixas.
Figura 3.9 - Pré-montagem de torre autoportante [25]
A equipe é composta entre 15 a 20 trabalhadores tendo as seguintes funções:
encarregado, motorista, montador e ajudante de montagem. O encarregado é o
responsável por toda a frente de serviço, nos quesitos de segurança e saúde, produção,
qualidade e meio ambiente.
Com a pré-montagem concluída e tendo sido respeitado o prazo ou resistência
mínima estabelecidos em projeto das fundações para que não haja comprometimento
durante a montagem, é possível iniciar a montagem das estruturas de transmissão. Esta
etapa é classificada como grau de risco 4, sendo a de mais alto risco e com maior
probabilidade de ocorrência de acidentes conforme Quadro I, que rege sobre a relação
da Classificação Nacional de Atividades Econômicas (CNAE) da Norma
Regulamentadora 4 (NR-4) [26], relativa a serviços especializados em engenharia de
segurança e em medicina do trabalho. Desse modo, exige cuidado constante, pois
qualquer deslize, em determinada altura, pode levar um colaborador a óbito.
A equipe de montagem se diferencia da atividade de pré-montagem em alguns
aspectos. Composta entre 30 a 40 trabalhadores sendo que o maior número de
profissionais são os montadores e ajudantes de montagem além de ter o acréscimo do
operador de máquinas. As atribuições se diferenciam nos seguintes aspectos: O
operador de máquina é o responsável pelo equipamento de içamento composto pelo
30
conjunto trator com guincho acoplado, utilizados para içar os blocos das estruturas mais
pesados; os montadores são divididos em dois grupos, onde o primeiro grupo trabalha
sobre a torre (trabalho em altura) realizando a fixação dos blocos pré-montados e
instalação das treliças e o segundo grupo que permanece em solo realizando as
identificações e amarrações das peças a serem içadas.
A montagem manual da torre inicia-se com a instalação dos montantes nas bases
da torre, e instalação dos mastros de montagens sobre esses montantes para içamento
dos blocos pré-montados, conforme ilustra a Figura 3.10.
Figura 3.10 - Início da montagem de torre autoportante [25]
No içamento das seções pré-montadas das torres o encarregado da frente de
serviço deve tomar o cuidado para não submeter os componentes a esforços maiores do
que os suportados pelas estruturas e pelas ferramentas, de forma a evitar empenamentos
e avarias. Os içamentos ocorrem de duas formas: manual, quando realizada em locais
onde não seja possível o acesso de máquinas e equipamentos, sendo permitido o
içamento de peças com pesos de até 25 kg por trabalhador; ou mecanizada, por meio de
31
guinchos acoplados a tratores com tração 4x4, para o içamento de blocos de maior peso.
A Figura 3.11 ilustra o içamento manual.
Figura 3.11 - Içamento manual da seção pré-montada [25]
No caso de estruturas estaiadas, o processo de montagem difere um pouco das
autoportantes, pois faz uso de estais e mastros provisórios para posteriormente realizar o
içamento dos materiais definitivos. E, após o içamento da estrutura, se observa ainda as
atividades de tensionamento dos estais e nivelamento das torres.
Já nas subestações, de forma análoga, ocorre a instalação dos pórticos para
entrada da linha de transmissão e conexão ao barramento além da instalação dos
equipamentos, como disjuntores, chaves seccionadoras, transformadores de corrente,
transformadores de potencial, para-raios e isoladores de pedestal.
3.2.4. Lançamento de Cabos
Com a conclusão da etapa de montagem das estruturas das torres, é possível
iniciar o lançamento dos cabos condutores e para-raios, além do aterramento das
estruturas metálicas.
Cabe ressaltar que os cabos devem ser dimensionados para suportar as tensões
mecânicas decorrentes da dilatação e retração do condutor, provocadas pela variação de
temperatura durante a operação da linha e da ocorrência de curto-circuito. Devem ser
32
avaliadas as cargas mecânicas nas estruturas de suporte dos terminais e nas emendas dos
cabos para as condições mais desfavoráveis de montagem e manutenção.
Embora possa parecer uma etapa apenas prática, nesta fase está contida a etapa
de travessias, que pode influenciar negativamente no prazo da implantação da linha de
transmissão.
Cada órgão possui uma forma de atestar a travessia, inclusive com solicitação de
documentos, cobrança para análise de projeto e prazo para resposta. Em alguns casos, o
prazo estipulado chega a ser de 60 dias apenas para o retorno do parecer, podendo ser
favorável ou não. Desse modo, caso a travessia seja indeferida, o custo nesta etapa pode
ser altíssimo, visto que as torres já foram fabricadas e já estão montadas, sendo assim,
qualquer alteração no traçado acarreta em um grande gasto financeiro ao projeto.
No caso de se obter um parecer deferido com ressalvas, basta acrescentar o
solicitado pelo órgão, como no caso de torres próximas a aeroportos, onde é necessária a
inclusão de sinalização luminosa (balizas) para o trafego aéreo. Ainda assim, acarretará
em mais custo ao projeto, mais uma vez evidenciando a importância do planejamento
coletando todas as premissas.
Com todo o trâmite burocrático e todas as travessias necessárias autorizadas,
pode-se finalmente iniciar o lançamento dos cabos. Geralmente, os cabos para-raios
utilizados são do tipo OPGW [27], que consistem em cabos com fibra ótica revestida
internamente, conforme ilustra a Figura 3.12.
Figura 3.12 - Cabo OPGW [28]
Este cabo suprime a necessidade da inclusão de cabos somente de fibra ótica,
evitando que fossem colocados mais cabos na torre, gerando mais peso e necessitando
de uma estrutura mais robusta. O cabo OPGW se faz necessário para a comunicação
entre as subestações e posteriormente para a operação remota através do centro de
operações da transmissora e ainda com o centro de operações do ONS [28], conforme
ilustra a Figura 3.13.
33
Figura 3.13 - Comunicação através de cabo OPGW [28]
Os cabos para-raios devem ser lançados antes dos condutores, por estarem em
um plano mais alto, e o equipamento utilizado deverá ser aterrado. O cabo deve ser
lançado em regime lento e regular, evitando que o mesmo seja danificado,
principalmente, por torções e contato ao solo, evitando ranhuras. Este modo de
lançamento é conhecido como tensão mecânica reduzida, ou seja, há uma aplicação de
um esforço de tração ao cabo suficiente para desenrolá-lo da bobina, de modo que fique
acima do terreno. A tensão de lançamento deverá permanecer na faixa de 10% a 30% da
tensão do cabo correspondente. O lançamento dos condutores deverá ser iniciado pela
fase central ou pela fase superior, dependendo da disposição dos mesmos [27].
O lançamento dos condutores é realizado com base no Plano de Lançamento.
Nele são avaliadas todas as condições e obstáculos do traçado da LT, com o objetivo de
encontrar a melhor distribuição das bobinas no campo para que a instalação dos cabos
seja realizada sem desperdício de material e o aproveitamento da atividade ocorra de
forma otimizada.
Em geral, os condutores são lançados sob tensão controlada, ou seja,
primeiramente há o lançamento de um cabo de aço, conhecido como cabo piloto, de
menor peso que os cabos estipulados no projeto, para uma posterior conexão destes no
piloto através de um balancim ou arraia [17]. Os cabos são puxados por um guincho
localizado na extremidade do tramo denominada praça do guincho, enquanto que, na
outra extremidade, conhecida como praça do freio, os cabos saem das bobinas e passam
pelo freio, onde é feito o controle da tensão do lançamento, conforme ilustra a Figura
3.14.
34
Figura 3.14 - Lançamento de cabos [17]
Com o lançamento concluído, e as emendas realizadas adequadamente, são
realizados os nivelamentos dos cabos. Este procedimento consiste no ajuste da flecha,
que é a distância vertical do ponto mais baixo do cabo aos pontos de apoio, e no
tensionamento dos cabos de acordo com o definido no projeto. A flecha do cabo está
representada na Figura 3.15, denotada pela letra “f”.
Figura 3.15 - Flecha do cabo "f" [17]
Após o nivelamento, os cabos são conectados as torres através de uma atividade
conhecida como grampeamento. Nesse momento, os cabos são conectados as estruturas
através de cadeias de isoladores.
Atualmente, as cadeias de isoladores são um problema para os agentes de
transmissão e a sua falha vem causando prejuízos imensos às transmissoras resultando
em multas e descontos por Parcela Variável por Indisponibilidade (PVI) por
indisponibilidade da linha de transmissão. Isto ocorre por muitas vezes os projetos não
contemplarem de maneira adequada o problema de poluição ambiental e suas
consequências no desempenho das instalações, além de causas externas.
35
Os isoladores são constantemente responsáveis por diversas ocorrências de
desligamentos em linhas de transmissão por curto-circuito, isto se deve a mistura líquida
existente no momento da evacuação de excrementos das aves.
Para minimizar estes desligamentos, são instalados protetores para isoladores,
conforme ilustra a Figura 3.16. Embora seja um custo maior para o projeto, é mais
vantajoso financeiramente instalar estes equipamentos do que ser descontado pela PVI
no caso de desligamento da linha após a implantação.
Figura 3.16 - Instalação de protetores para os isoladores [29]
Além disso, é comum as aves criarem ninhos em torres, próximos aos isoladores,
pois devido à temperatura, o ninho permanece aquecido para os filhotes. Nesses casos
são instalados dispositivos de modo a prevenir o pouso e construção de ninhos [29].
Em relação aos condutores, para minimizar futuros desligamentos e evitar a
colisão e eletrocussão de pássaros na linha de transmissão, são instalados sinalizadores
avifauna [30], conforme ilustra a Figura 3.17.
Figura 3.17 - Sinalização avifauna [30]
36
Este sinalizador é destinado a deixar o cabo ainda mais visível aos pássaros e
fornecer meios mais econômicos de reduzir o perigo às linhas e aos pássaros, como no
caso de um curto-circuito bifásico, pois os valores em casos de desligamentos não
programados são consideravelmente mais altos. Em casos de médias tensões de linha, o
sinalizador é aplicado aos condutores da fase (nu ou recoberto). Para altas tensões, é
usado no cabo para-raios. Além destes, é necessária a inclusão de esferas de sinalização
ao trafego aéreo no cabo para-raios [29].
Desse modo, para mitigar os riscos de desligamento forçado das linhas e manter
a confiabilidade do sistema, as transmissoras têm optado pela troca das cadeias de vidro
por isoladores poliméricos, por estes apresentarem melhor desempenho frente aos
problemas de poluição associada as suas características hidrofóbicas. Já em relação às
descargas atmosféricas nos isoladores, é importante realizar o aterramento de modo
adequado para que toda a descarga seja corretamente escoada para a terra, sem acarretar
na indisponibilidade da linha de transmissão.
Para proteger a linha de possíveis desligamentos, é realizado o aterramento das
torres, através de cabos contrapesos e impedâncias instaladas, tanto nos pés das torres
de ancoragem quanto nas bases do mastro central, e estais de estruturas estaiadas, de
maneira a tornar a resistência de aterramento compatível com o desempenho desejado e
a segurança de terceiros. O sistema de aterramento protege toda a rede de descargas
atmosféricas, indução de corrente de linhas de transmissão próximas e acidentes como
ruptura da cadeia de isoladores ou rompimento do cabo condutor [17].
O cabo contrapeso é constituído por um fio, cabo de aço ou fita metálica,
enterrado longitudinalmente ao longo da faixa de servidão em uma profundidade
determinada pelo projetista, normalmente entre 50 e 90 cm, no alinhamento das torres e
acoplados às mesmas por conectores. Estes devem possuir alta resistência mecânica e
tratamento para corrosão. Comumente, os cabos são instalados em radiais, conforme
ilustra a Figura 3.18, porém outras configurações podem ser utilizadas, de acordo com
parâmetros como a resistência de aterramento requerida para a linha de transmissão e a
resistividade do solo.
37
Figura 3.18 - Sistema de aterramento com cabos radiais [17]
As cercas metálicas situadas nas proximidades do corredor da linha de
transmissão também devem ser aterradas [31]. O objetivo também é manter a segurança
de pessoas e animais que possam tocá-las, já que as cercas que cruzam ou atravessam a
linha de transmissão podem ser energizadas pelo efeito de indução eletromagnética.
Através do aterramento, qualquer corrente elétrica induzida é descarregada para a terra,
evitando a propagação.
Para melhorar o desempenho dos condutores, são utilizados algumas ferragens e
acessórios como espaçadores, anéis equalizadores e amortecedores de vibração.
Os espaçadores são utilizados para manter a separação e a estabilidade do feixe
de subcondutores, evitar as oscilações de vão e atenuar as vibrações dos subcondutores
nas linhas de transmissão, além de manter a equalização elétrica dos subcondutores.
Podem ser de vários tipos, dependendo do número de condutores por fase, conforme
ilustra a Figura 3.19 [32].
Figura 3.19 – Espaçadores [32]
38
Quanto maior o nível de tensão das linhas de transmissão, maior será o efeito
corona agregado e o ruído gerado pela radiofrequência. Somando isso ao fato de os
isoladores serem materiais que necessitam resistir a um determinado esforço de tração,
compressão ou flexão, além de exercer a função de isolar pontos contendo uma
diferença de potencial, há a necessidade de minimizar estes efeitos. Isto ocorre
utilizando um acessório chamado anel anti-corona ou anel equalizador [33], que pode
ser construído por qualquer material condutor como, por exemplo, ferro ou alumínio e
pode apresentar vários formatos e dimensões. O formato mais usual é um círculo,
conforme ilustra a Figura 3.20. A função principal deste equipamento é realizar uma
melhor distribuição do campo eletromagnético que se concentra na região do terminal.
Figura 3.20 - Anéis equalizadores [33]
Quando os cabos são expostos ao vento, ocorre um fenômeno que provoca um
desequilíbrio de pressão alternada, induzindo o condutor a mover-se para cima e para
baixo, em ângulos retos em relação à direção do fluxo do ar. Essas vibrações tomam
formas de discretas ondas estacionárias que podem causar avarias nas ferragens de
sustentação, fadiga no condutor, abrasão e falha no condutor. Para evitar isso, são
instalados amortecedores de vibração nos cabos, conforme ilustra a Figura 3.21 [32].
39
Figura 3.21 - Amortecedor de vibração [32]
3.2.5. Montagem Eletromecânica
Concomitantemente a implantação da linha de transmissão, é necessário realizar
as obras nas subestações de modo que elas estejam prontas, para que quando a linha de
transmissão estiver concluída, esta possa ser conectada nas subestações. É importante
manter as tensões de acordo com o estabelecido no Submódulo 2.3 dos Procedimentos
de Rede do ONS, conforme a Tabela 3.1.
Tabela 3.1 - Tensão Máxima em Regime Permanente [34]
Tensão Nominal
(kV)
Tensão Máxima
(kV fase-fase, eficaz)
13,8 14,5
34,5 36,2
69 72,5
88 92,4
138 145
230 242
345 362
440 460
500 ou 525 550
765 800
Após a fundação ter sido realizada, o aterramento da subestação pode ser
realizado, de modo a prevenir tensões de passo e de toque. Feito isso, há a instalação
dos pórticos e então as estruturas são colocadas, juntamente com os equipamentos de
pátio que formarão a entrada de linha, como disjuntores, seccionadoras, transformadores
de corrente, transformadores de potencial e para-raios, além da inclusão dos isoladores
de pedestal [35].
40
Com a instalação dos equipamentos e conexão entre os barramentos respeitando
a coordenação de isolamento, de acordo com a classe de tensão, o pátio da subestação
está pronto, necessitando apenas a inclusão de uma camada de brita. Esta camada,
geralmente de 10 cm, reveste o solo e confere maior qualidade ao nível de isolamento
dos contatos dos pés com o solo, pois apresenta resistividade alta [35].
Por fim, é necessária a implementação de toda a lógica do sistema supervisório,
juntamente com todos os equipamentos de medição, proteção, comando e controle. Os
painéis são instalados na casa de comando da subestação.
Para que estes equipamentos operem com confiabilidade, devem ser incluídos
serviços auxiliares em corrente alternada (CA) e em corrente contínua (CC), que
possuem a finalidade de suprir os equipamentos de pátio, os componentes do sistema de
medição, proteção, comando, controle, supervisão, os quadros de força e iluminação,
sistema anti-incêndio, entre outras cargas, a partir dos disjuntores dos painéis de
distribuição.
O sistema de corrente alternada a ser implantado na subestação deve ser
composto basicamente por duas fontes de alimentação independentes, sendo uma fonte
externa, em geral da distribuidora, e outra interna, geralmente do terciário do
transformador de potência da subestação [36]. No caso de a subestação não possuir
transformador, as duas fontes devem ser externas e de subestações distintas. Este
sistema, também conhecido como serviços auxiliares CA, alimenta os quadros de
distribuição para os serviços gerais da subestação em 220/127 V. Além disso, deve ser
previsto um grupo motor-gerador com partida automática e com capacidade para
alimentação das cargas essenciais, que são as cargas necessárias para iniciar o processo
de recomposição da subestação, em casos de desligamento total ou parcial [36].
Já o sistema de corrente contínua é composto por retificadores e um conjunto de
baterias, cada um dimensionado para atender todas as cargas CC em operação nos
circuitos dos novos bays, inclusive para alimentar os painéis que funcionam em corrente
contínua, em conjunto com o gerador que pode ser acionado em caso de interrupção de
energia na subestação.
Deve ser prevista a integração entre o sistema supervisório do empreendimento
novo aos sistemas supervisórios existentes, muitas vezes de outras transmissoras, de
forma a disponibilizar as posições dos equipamentos de pátio, medições operacionais e
demais pontos, envolvendo a supervisão das proteções que provoquem desligamento
41
dos disjuntores associados aos eventos cuja operação e responsabilidade são de outro
agente de transmissão [35].
Os pontos de interface entre os agentes devem ser viabilizados através de novos
painéis, a serem fornecidos e instalados pela transmissora responsável pela nova linha
de transmissão. Estes painéis de interface devem conter medidores de tensão, corrente,
potência ativa e reativa, relés auxiliares, além de unidade de controle e supervisão
devidamente interligada a rede [35].
Finalmente são realizados os pingados, ou seja, a conexão dos equipamentos ao
barramento e posteriormente ao pórtico da entrada de linha que chega a subestação.
Nesse momento, do ponto de vista técnico-construtivo, a linha de transmissão e
as subestações estão prontas para serem energizadas, conforme ilustra a Figura 3.22.
Figura 3.22 - Subestação conectada a linha de transmissão
3.2.6. Aspectos Regulatórios
Para que a linha de transmissão e a subestação possam operar, é necessária a
adoção de alguns procedimentos do ponto de vista regulatório.
Desse modo, antes da realização dos testes nos ativos, caso a transmissora
detentora da concessão da subestação existente não seja a mesma da linha de
transmissão, é necessária a celebração dos contratos de conexão [36]. Estes contratos
são celebrados entre os agentes com interveniência do ONS, conforme a tabela 3.2.
42
Tabela 3.2 - Contratos de conexão [36]
Contrato Função
Contrato de Compartilhamento
de Instalações (CCI)
Celebrado entre dois ou mais agentes de
transmissão, estabelecendo os procedimentos,
direitos e responsabilidades para o uso
compartilhado de instalações
Contrato de Conexão ao Sistema
de Transmissão (CCT)
Celebrado entre a transmissora e cada usuário, como
agentes de geração, distribuição, ou consumidor
livre, estabelecendo os termos e condições para a
conexão dos usuários ao sistema de transmissão
O tipo de contrato mais comum é o CCI, pois em geral, a transmissora que
detém a concessão da linha de transmissão é considerada um “acessante” da subestação.
A transmissora que detém a concessão da subestação é considerada “acessada”.
Nos casos em que um agente de geração necessita conectar a uma subestação
para escoar sua produção de energia ao SIN, ou um agente de distribuição precisa de
uma nova entrada de linha para atender a demanda, ou ainda um consumidor livre
precisa se conectar ao sistema de transmissão pois possui equipamentos de alta tensão,
há a necessidade de celebração do CCT.
Além destes contratos, existe o Contrato de Prestação de Serviços ao Sistema de
Transmissão (CPST), que é celebrado entre o ONS e as transmissoras, estabelecendo os
termos e condições para prestação de serviços de transmissão de energia elétrica aos
usuários, por uma concessionária detentora de instalações de transmissão pertencentes à
rede básica, sob administração e coordenação do ONS [36].
Desde a assinatura do contrato de concessão até a entrada em operação
comercial, o agente precisa enviar para a ANEEL até o dia 10 de cada mês o resumo das
etapas do empreendimento através do Sistema de Gestão da Transmissão (SIGET). O
SIGET é a ferramenta utilizada pela Aneel para gerir as informações referentes à
implantação dos novos sistemas de transmissão de energia elétrica. O SIGET mantém o
cadastro das subestações e linhas de transmissão e permite o acompanhamento dos
empreendimentos de transmissão com obras em andamento. Também por meio do
SIGET são realizados os reajustes anuais da Receita Anual Permitida das
concessionárias de transmissão.
43
Através dos dados enviados pelas transmissoras, a ANEEL elabora,
mensalmente, o Relatório de Monitoramento dos Empreendimentos de Transmissão.
Desse modo, a agência reguladora pode ter maior controle sobre as datas de previsão de
conclusão das obras de implantação dos empreendimentos de transmissão de acordo
com o informado pelos agentes de transmissão. Um exemplo desse controle, é a
situação dos 383 empreendimentos de transmissão em andamento em junho de 2017,
apresentados no Gráfico 3.4.
Gráfico 3.4 - Situação dos empreendimentos de transmissão em andamento [6]
Por outro lado, conforme o agente de transmissão vai realizando as atividades
em campo e instalando os equipamentos, ele pode iniciar o envio de dados técnicos ao
ONS, através preenchimento do Sistema de Análise e Gerenciamento de Instalações da
Transmissão (SAGIT). O SAGIT, na modalidade de análise dos dados, é uma
ferramenta computacional que objetiva acelerar o processo de análise e emissão dos
pareceres técnicos pelo ONS sobre a conformidade das características dos equipamentos
dos Empreendimentos de Transmissão associados ao SIN como efetivamente
implantados.
Para a liberação de uma instalação para operação integrada ao SIN, o ONS,
dentro de suas responsabilidades legais, verifica se a integração dessa instalação atende
às condições contratuais e aos requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede,
incluindo observabilidade e controlabilidade, além de verificar se os testes de
comissionamento foram realizados sem restrições. Esse processo culmina com a
solicitação da transmissora ao ONS da emissão do Termo de Liberação (TL) [37].
9,4%
26,9%
55,1%
8,6%
Situação dos empreendimentos de transmissão em andamento
Adiantado Normal Atrasado Não informado
44
A transmissora pode solicitar ao ONS o TL, para cada caso específico, conforme
a Tabela 3.3.
Tabela 3.3 – Termo de Liberação [37]
Termo de Liberação Função
Termo de Liberação para Teste
(TLT)
Documento emitido pelo ONS autorizando a
transmissora a iniciar, a partir da data especificada, a
operação em teste das instalações de transmissão
discriminadas
Termo de Liberação Provisória
(TLP)
Documento emitido pelo ONS autorizando a
transmissora a iniciar, a partir da data especificada, a
operação comercial provisória das instalações de
transmissão discriminadas
Termo de Liberação Definitiva
(TLD)
Documento emitido pelo ONS autorizando a
transmissora a iniciar, a partir da data especificada, a
operação comercial definitiva das instalações de
transmissão discriminadas
Cada Termo de Liberação deve ser solicitado de acordo com o andamento da
obra, porém para a entrada em operação comercial definitiva, o TLD necessariamente
deve ser emitido, o que só ocorre após a etapa de comissionamento e das pendências
relacionadas aos órgãos ambientais estarem sanadas, para obtenção da Licença de
Operação.
45
3.3. Conclusão da Implantação
3.3.1. Testes e Comissionamento
A etapa de comissionamento é uma das mais importantes de todo o projeto, pois
inclui a verificação dos aspectos construtivos do empreendimento e dos possíveis
problemas para a futura manutenção e operação dos equipamentos de transmissão de
energia elétrica. Ela é um conjunto de atividades desenvolvidas com o objetivo de
receber as obras de transmissão do construtor, para a sua operação, com o mínimo
possível de pendências.
Desse modo, é elaborado um plano de comissionamento, o qual determina
diretrizes organizacionais e técnicas com o propósito de orientar o planejamento, a
execução, a avaliação, o controle e o registro dos serviços de comissionamento.
Primeiramente são realizadas inspeções visuais para verificação das torres,
condições de acesso, condições dos equipamentos das subestações e demais partes do
sistema para identificar danos e possíveis falhas de montagem. No caso das estruturas,
algumas, definidas por amostragem são escaladas para verificação de conexões,
isoladores, anéis equalizadores e condições da estrutura, além da verificação do
tensionamento dos estais no caso de torres estaiadas. Após isso, a etapa de testes de
equipamentos é realizada, quando ocorrem os ensaios nos equipamentos de potência,
proteção, medição, controle e supervisão. Então, há a etapa de verificação de todas as
interligações do sistema, ponto a ponto, inclusive com a integração com sistema
supervisório, com subida de pontos de todos os níveis: local, centro de operação e ONS
[38].
Finalmente podem ser realizados os testes com energização a vazio, com
anuência do ONS através da emissão do TLT. Sendo assim, pode ser elaborado um
relatório técnico conclusivo, com os resultados dos testes e conclusões. Este relatório é
fundamental para futuras manutenções e para a própria operação das subestações.
Caso sejam encontradas pendências na etapa de comissionamento, é necessário
definir e aprovar providências para solucioná-las, acompanhando a eliminação das
mesmas posteriormente, quando não constituírem impedimento de energização e
finalmente, emitir parecer sobre a liberação da obra para energização, através de
solicitação do TLD ao ONS [39].
46
Com a conclusão dos testes, pode-se finalmente energizar a linha de transmissão
e as subestações.
3.3.2. Operação Comercial
Para entrada em operação comercial efetiva, é necessário obter a licença de
operação (LO), que autoriza o funcionamento do empreendimento, aprovando a forma
proposta de convívio do empreendimento com o meio ambiente e estabelecendo
condicionantes para a continuidade da operação. A LO é um dos maiores responsáveis
pelos atrasos nas obras de linhas de transmissão.
A licença não tem caráter definitivo e, portanto, é sujeita à renovação, com
condicionantes supervenientes, cujo cumprimento é obrigatório, sob pena de suspensão
ou cancelamento da operação.
Para que a operação seja realizada da melhor forma possível, é necessária a
adoção de alguns procedimentos entre a transmissora acessante e a transmissora
acessada. Este documento é formalizado através de um acordo operativo, que define as
atribuições, responsabilidades e estabelece os procedimentos necessários para o
relacionamento operacional entre as transmissoras.
Finalmente, com todas as pendências construtivas, regulatórias, ambientais,
fundiárias e operativas concluídas, o empreendimento pode entrar em operação
comercial, iniciando assim o recebimento da RAP, e passar a ser um ativo de
responsabilidade da equipe de operação e manutenção.
Além de iniciar o recebimento da RAP, não são considerados, para efeito da
aplicação da PVI, os desligamentos ocorridos no período de 6 meses a contar da data de
entrada em operação comercial da linha de transmissão [40].
3.3.3. Controle e Acompanhamento Final
Com o término da construção é realizada a desmobilização do canteiro de obras,
onde são previstas todas as demolições e limpezas no terreno, tal como o transporte de
todos os materiais e equipamentos remanescentes que possam ser devolvidos ou
reaproveitados em outros locais, além do levantamento de sobressalentes que poderão
ser utilizados durante as manutenções.
47
Além disso, há a elaboração do Projeto As Built (Como construído), que após as
revisões dos Projetos Básico e Executivo, indicam a revisão final, ou seja, que o projeto
está finalizado e estes desenhos, em meio físico e digital, deverão também ser
repassados a área de Operação e Manutenção (O&M).
Por fim, há a elaboração do balanço final dos resultados alcançados pelo
empreendimento. Com a geração de rendimentos financeiros, há também a verificação
relacionada às projeções anteriores, de modo a auferir a rentabilidade provisional. Além
disso, as lições aprendidas possuem grande importância para a participação de novos
projetos.
3.3.4. Unitização
Na etapa de unitização é realizada, detalhadamente, a identificação física dos
ativos fixos do empreendimento. A unitização de empreendimentos do Setor Elétrico é
padronizada pela ANEEL, de modo a permitir uma adequada avaliação patrimonial para
atendimento das necessidades de valoração de bens e instalações dos ativos reversíveis,
além da fiscalização e o monitoramento das atividades objetos da concessão.
Para que a unitização seja realizada adequadamente, os agentes devem seguir a
Resolução Normativa nº 674/2015 e o Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico
(MCPSE) da ANEEL.
A primeira etapa a ser executada é o levantamento de ativos. Este levantamento
tem como foco as Unidades de Cadastro (UC) e as Unidades de Adição e Retirada
(UAR), conforme definidas no MCPSE [41].
As UC são os equipamentos de médio e grande porte, como disjuntores,
estruturas metálicas e transformadores, os quais cada um possui um código definido
pelo MCPSE, enquanto as UAR consistem em registros intangíveis, neste caso,
principalmente valores de hospedagens, passagens aéreas de colaboradores e
indenizações fundiárias devido à liberação da faixa de servidão da LT, também
necessárias para a implantação da linha de transmissão.
Além desses, existem os Componentes Menores (COM), estes são os materiais
que não possui um código definido pelo MCPSE, como parafusos e porcas, São
definido como Componentes Menores pelo baixo valor e pela menor relevância,
comparado às UC.
48
Munido de todas as informações técnicas coletadas no inventário, é montada a
Base Física de ativos sobre a qual é realizada a padronização dos ativos por “Tipos de
Unidade de Cadastro - Tipo UC”, que podem ser entendidos por conjuntos de bens que
têm a função idêntica ou semelhante, efetuando a codificação em aderência ao MCPSE.
Concluída a base física, há a etapa de cadastro contábil, a qual o saldo do projeto
deve ser distribuído de acordo com as UC, UAR e COM. O ideal é iniciar pelas UC,
como chaves seccionadoras, cabos, disjuntores, transformadores de corrente, estruturas
metálicas, entre outros. Após isso, realiza-se o cadastro contábil das UAR e COM. Para
que o ativo não fique com o valor muito superior ao de mercado, é necessário realizar a
distribuição de custos entre as UC adequadamente, através do rateio desses valores.
Cabe ressaltar que despesas realizadas após a data de energização, como viagens e
hospedagens são classificadas pelo MCPSE como despesas de operação, desse modo,
estes não compõem os valores a serem unitizados.
Com a tabela de ativos devidamente preenchida, o projeto está pronto para ser
enviado a ANEEL para unitização, de modo a cumprir o prazo de 2 meses após a data
de energização do empreendimento [41].
3.3.5. Lições Aprendidas
A etapa de lições aprendidas é essencial, pois através dela é possível comparar
outras implantações de linha de transmissão buscando a excelência e melhoria contínua.
Os tópicos mais relevantes a serem discutidos são os principais problemas enfrentados,
as recomendações para melhoria futura e a análise das variações do projeto.
Para as recomendações para a melhoria futura, é importante realizar uma lista de
pendências e delegar responsabilidades para que elas sejam sanadas através da
conclusão de cada item.
Uma atividade importante que em muitas vezes não é dada a devida importância
é o arquivamento dos documentos em meio físico e digital, que deve ser realizado de
modo bastante organizado, pois futuramente servirá de base para manutenções e, em
alguns casos, até mesmo para possíveis ampliações.
49
4. Considerações Finais
Este projeto contribui para disseminar a compreensão da implantação de linhas
de transmissão, que possuem papel fundamental para o Sistema Interligado Nacional
(SIN), pois o atraso na entrada em operação pode trazer sérios danos à segurança do
SIN. Além disso, o projeto propaga o funcionamento do mercado da transmissão de
energia elétrica para maior entendimento de um estudante de engenharia elétrica.
Através da consolidação deste documento, as transmissoras podem ter maior
entendimento dos principais desafios e demandas necessárias para que uma linha de
transmissão de energia possa operar comercialmente. Para que não ocorram imprevistos,
é fundamental que os agentes de transmissão realizem um monitoramento minucioso de
todas as etapas, desde a fase de planejamento, passando pela execução e conclusão da
implantação das linhas de transmissão.
Os atrasos no cumprimento dos prazos ocorrem, principalmente, devido a
atrasos com licenciamento ambiental e liberação fundiária. Entretanto, com essas
informações já conhecidas, as transmissoras podem concentrar-se nessas atividades a
fim de mitigar riscos ao projeto.
Além dos problemas devido ao não cumprimento do prazo, podem incorrer
multas sobre os agente e atraso no início do recebimento da Receita Anual Permitida
(RAP).
Seguindo todas as premissas evidenciadas, o agente pode realizar a implantação
com sucesso concluindo com a entrada em operação comercial.
50
Referências Bibliográficas
[1] TOLMASQUIM, Maurício Tiomno, “Novo Modelo do Setor Elétrico
Brasileiro”, 2 ed. Synergia Editora, 2015.
[2] Engie, “Estrutura Institucional do Setor Elétrico”, disponível em:
<http://www.engieenergia.com.br/wps/portal/internet/negocios/conheca-o-mercado-de-
energia/estrutura-institucional-do-setor-eletrico>. Acesso em: 17 abr. 2017.
[3] Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – ABRADEE,
“Visão Geral do Setor”, disponível em: <http://www.abradee.com.br/setor-eletrico/
visao-geral-do-setor>. Acesso em: 17 abr. 2017.
[4] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Atlas de Energia Elétrica
do Brasil”, MME – Ministério de Minas e Energia, Atlas, 2008.
[5] Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, “Sistema de Transmissão –
Horizonte 2017”, disponível em: <http://ons.org.br/pt/paginas/sobre-o-sin/mapas>
Acesso em: 17 abr. 2017.
[6] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Informações Gerenciais”,
MME – Ministério de Minas e Energia, Set. 2015.
[7] Energias de Portugal – EDP, “Setor Elétrico no Brasil” disponível em:
<http://edp.infoinvest.com.br/static/ptb/setor-eletrico-brasil.asp>. Acesso em: 26 abr.
2017.
[8] JEGUNDO, Ana Luisa Simões, “Análise Financeira de Projetos de
Investimento: Caso dos Incentivos QREN,” Tese de Mestrado, Universidade de
Coimbra, Jul. 2013.
[9] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Nota Técnica nº 62 –
Informações para Atualização do Banco de Preços de Referência ANEEL a Ser
Utilizado nos Processos de Autorização, Licitação e Revisão Tarifária das
Concessionárias de Transmissão de Energia Elétrica”, 10 abr. 2017.
[10] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Resolução Normativa nº
454 – Critérios e Condições para Entrada em Operação Comercial de Reforços e
Ampliações de Instalações de Transmissão a Serem integrados ao SIN”, 18 out. 2011.
[11] SCARAMUCCI, H. F. A., “Estrutura de contratos EPC”, Out. 2012.
51
[12] Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis
– Ibama, “Licenciamento Ambiental – Licenças”, disponível em: <http://ibama.gov.br/
licenciamento-ambiental-servicos/licencas/>. Acesso em: 29 mai. 2017.
[13] CTA – Meio Ambiente, “Estudos para LP, LI e LO”, disponível em:
<http://www.cta-es.com.br/o-que-fazemos/7/Estudos-para-LP-LI-e-LO.html>. Acesso
em: 29 mai. 2017.
[14] Instituto do Patrimônio Histórico e Artístico Nacional – Iphan,
“Licenciamento Ambiental”, disponível em: <http://portal.iphan.gov.br/pagina/detalhes/
1032/>. Acesso em: 29 mai. 2017.
[15] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Resolução Normativa nº
740 – Procedimentos Gerais para Requerimento de Declaração de Utilidade Pública –
DUP”, 11 out. 2016.
[16] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Declaração de Utilidade
Pública – Transmissão”, MME – Ministério de Minas e Energia, 10 fev. 2016.
[17] MENEZES, Victor Prangiel de, “Linhas De Transmissão De Energia
Elétrica – Aspectos Técnicos, Orçamentários E Construtivos”, Trabalho de Conclusão
de Curso, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Ago. 2015.
[18] Agência Nacional de Notícias do Paraná, “Obras reforçam transmissão de
energia no leste do Paraná”, disponível em: <http://www.aen.pr.gov.br/modules/
noticias/article.php?storyid=78759> Acesso em 30 jun. 2017.
[19] INBEP, “O que é DDS e qual é a sua Importância?”, CIPA – Comissões de
Segurança no Trabalho, 19 abr. 2017.
[20] Ministério do Trabalho e Emprego – MTE, “NR 6 – Equipamento de
Proteção Individual”, 1978.
[21] Curso Online de Segurança do Trabalho, “Segurança do Trabalho”
disponível em: <http://www.cursosegurancadotrabalho.net/2013/05/NR-6-EPI-
Equipamento-de-Protecao-Individual.html>. Acesso em: 30 jun. 2017.
[22] GCN, “Megaobra de subestação de energia abre 300 vagas de empregos em
Ibiraci”, disponível em: <http://gcn.net.br/noticias/309069/franca/2016/01/megaobra-
de-subestacao-de-energia-abre-300-vagas-de-empregos-em-ibiraci>. Acesso em 30 jun.
2017.
[23] FREITAS, Carlos Geraldo Luz de, “Fases de um Empreendimento e
Aspectos Ambientais”. In: “Habitação e Meio Ambiente: Abordagem Integrada em
52
Empreendimentos de Interesse Social”, capítulo 3, São Paulo, Instituto de Pesquisas
Tecnológicas, 2001.
[24] Ministério de Meio Ambiente – MMA, “Portaria nº 421 – Licenciamento e
Regularização Ambiental Federal de Sistemas de Transmissão de Energia Elétrica”, 26
out. 2011.
[25] CASTRO, Fábio Daniel Magri, “Segurança do Trabalho na Construção de
Linhas de Transmissão na Montagem Manual de Torres Autoportantes”, 29 nov. 2015.
[26] Ministério do Trabalho e Emprego – MTE, “NR 4 – Serviços
Especializados em Engenharia de Segurança e em Medicina do Trabalho”, 1978.
[27] Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, “Redes OPGW/OPPC:
Técnica de Lançamento”, 2007.
[28] Eletronet, “Você sabe o que é um cabo OPGW?”, disponível em:
<http://eletronet.com/voce-sabe-o-que-e-um-cabo-opgw>. Acesso em: 30 jun. 2017.
[29] Elektro, “Curicacas – Uma proteção caseira de baixo custo e praticidade na
instalação”, XX Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica – SENDI,
2012.
[30] OLIVEIRA, A.C., MACEDO, R.H., “Biologia reprodutiva e
monitoramento de curicaca (Theristicus caudatus) nas linhas de transmissão de energia
da Expansion”, Universidade de Brasília, 2007.
[31] LEÃO, R.M., “Rádio interferência proveniente de linhas de alta tensão”,
PUC-Porto Alegre, 2008.
[32] Preformed Line Products Company – PLP, “Catálogo de Produtos”,
disponível em: < http://www.plp.com.br/site/transmissao-catalogo>. Acesso em: 30 jun.
2017.
[33] SILVA, H.A.B., MOTA, A.A., MOTA, L.T.M., “Interferência da variação
do anel anti-corona na distribuição do campo elétrico em isoladores da classe de tensão
de 500 kV”, PUC-Campinas, 2012.
[34] Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, “Submódulo 2.3 –
“Requisitos Mínimos para Subestações e Seus Equipamentos”, 2016.
[35] Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG, “Especificação Geral
para Montagem de Subestações Convencionais”, Subestações de Transmissão e
Subtransmissão, 25 jul. 2007.
[36] Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, “Submódulo 24.3 –
Integração de Instalações de Transmissão ao Sistema Interligado Nacional”, 2016.
53
[37] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Resolução Normativa nº
454 – Critérios e Condições para Entrada em Operação Comercial de Reforços e
Ampliações de Instalações de Transmissão a Serem integrados ao SIN”, 18 out. 2011.
[38] Coluna Engenharia, “Recepção/Comissionamento de Obras de Transmissão
de Energia Elétrica”.
[39] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Nota Técnica nº 13 –
Critérios e Condições para Entrada em Operação Comercial de Reforços e Ampliações
de Instalações de Transmissão sob Responsabilidade de Transmissoras a Serem
Integrados ao SIN”, 15 mar. 2011.
[40] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Resolução Normativa nº
729 – Qualidade do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica”, 28 jun. 2016.
[41] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, “Resolução Normativa nº
674 – Revisão do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE”, 18 ago.
2015.