Transmissão – Rede interligada tem planos para crescer e elevar tensão

O Brasil é um país continental, com a maior parte de sua população e do seu parque industrial no Centro- Sul-Sudeste. É fácil perceber que a demanda de energia – ou carga – está concentrada principalmente no Sudeste. Ao mesmo tempo, o naco maior da geração de energia – majoritariamente hidrelétrica – se localiza na Região Norte, onde também estão em construção os maiores projetos de usinas de fonte hídrica. A equação é clara: desafio do país consiste em trazer a carga para a demanda, daí a necessidade de contar com um sistema de transmissão de energia elétrica como o nosso, que tem cerca de 100 mil km de linhas, extensão que deve aumentar em 50% nos próximos dez anos. Muito mais do que a integração, o chamado Sistema de Interligação Nacional (SIN) junta e mistura, de fato, várias regiões, formando uma espécie de teia de aranha complexa.

Para o consultor João Carlos de Mello, presidente da consultoria Andrade & Canellas, a rede de transmissão elétrica de alta voltagem brasileira é única no mundo. Temos uma área quase similar à dos Estados Unidos, mas a rede americana é regionalizada. Na Europa, a teia de transmissão também é bastante dividida. China e Rússia, países maiores que o Brasil, e também a Índia, menor, porém mais populosa, têm seus próprios desafios de interligação; e a rede deles apresenta diferenças tecnológicas. Os chineses, por exemplo, já possuem infraestruturas de transmissão com tensão de 1.000 kV, quando nossa planta opera com, no máximo, 750 kV e vai adotar os 800 kV em projetos mais recentes entre as grandes usinas do Norte. A maior extensão (dados de 2010) compreendia redes com tensão de 230 kV (44,5%) e de 500 kV (34,5%). Pelas estimativas do Plano Decenal citado, as de 500 kV assumirão a liderança em 2020, quando terão 39% da extensão total prevista de 142,2 mil km (arredondada para os 150 mil km pelos especialistas). As de 230 kV, por sua vez, ficam num honroso segundo lugar, representando 38% do total.

Com o aumento da rede de transmissão de alta voltagem, cresce também o papel do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), uma espécie de síndico do sistema, que monitora o desempenho dos condôminos, representados pelas empresas donas da infraestrutura de rede. Na avaliação de Mello, a participação estatal seria de 60% dos ativos de transmissão no país, número confirmado por César de Barros Pinto, diretor executivo da Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate). Quem atua no setor, seja ou não associado à Abrate, precisa estar alinhado com os planos da Empresa de Planejamento Energético (EPE), começo de todo o processo de investimentos em geração, transmissão e, direta ou indiretamente, distribuição de energia.

Enquanto a EPE “pensa” num horizonte de 20 anos, os outros atores envolvidos trabalham em períodos de cinco a dez anos. Ou menos. Alguns leilões para linhas de transmissão, por exemplo, trabalham com perspectivas de ativação em 24 meses. É claro que o planejamento é revisado, com atualizações, caso do Plano Decenal de Energia – 2020, lançado pela EPE em setembro do ano passado, que adotaremos como referência. Em termos de investimentos, o planejamento da EPE no período 2011-2020 indica que serão consumidos R$ 46,4 bilhões, sendo 64,5% em linhas de transmissão. O restante fica por conta da ativação de subestações. O Brasil teria 222 mil MVA instalados em transformadores de várias tensões (2010) e chegaria a 291,3 mil MVA em 2020.

Se todos os cronogramas forem cumpridos e os desafios vencidos, o país reforçará o sistema integrado atual, uma realidade que começou a ser desenhada na década de 60. Naquela época, nem os estados de São Paulo e Rio de Janeiro eram interligados. Já em1998, aintegração começava a ser concretizada com o novo modelo do sistema elétrico, o qual criou os atores atuais, caso da EPE e do ONS, duas siglas realmente importantes num país que adora esse tipo de referência. “Novas linhas, como as que partem das usinas do Rio Madeira e totalizam 2.500 mil km, incorporam conceitos parecidos com as atuais, mas agregam tecnologias avançadas”, explica Mello. A usina de Belo Monte, por exemplo, vai ser integrada ao SIN com redes de transmissão de 800 kV de tensão, já adotadas na China, e com melhor relação de custo/ benefício.

Os desafios também aumentam em termos de monitoramento à medida que o ONS precisa balancear a entrada de fontes intermitentes, caso das usinas hidrelétricas a fio de água e da geração eólica. “A resposta para a complexidade de linhas com grande extensão e mais fontes intermitentes no sistema é a flexibilidade”, reforça Mello. Para ele, se o smart grid ou rede inteligente avança na distribuição, com a adoção da medição remota e inteligente e subestações automatizadas, por sua vez, na transmissão, o cérebro mais ágil responde pela possibilidade de distribuir o balanço de produção entre vários tipos de fontes, em usinas localizadas em diversas regiões. Sem um sistema integrado que redirecione a carga existente para a demanda no momento certo, estaríamos sujeitos a apagões regionais.

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Mello: linhas inteligentes tornam sistema mais flexível

Flexibilidade para Mello não se restringe às tecnologias mais avançadas como também envolve a otimização dos prazos de licenciamento ambiental. Ele calcula que o atraso médio atual seja de um ano. O problema se agrava porque a licitação para as linhas de transmissão também precisa ser feita de forma mais rápida. Thomaz Miazaki de Toledo, coordenador geral de Infraestrutura de Energia Elétrica do Ibama, reconhece que havia um problema mais forte na área de transmissão, mas traz números que indicam que o órgão avançou. “Fizemos uma operação de guerra, a partir de 2010, considerando a entrada de grandes projetos na Região Norte”, argumenta. Naquele ano, segundo ele, o Ibama emitiu 40 licenças, número que pulou para 71 em 2011. No fechamento desta reportagem – julho de 2012 –, o Ibama já tinha emitido 41 licenças. Nessa operação de guerra, apesar de priorizar a agilidade, o órgão não pode minimizar os efeitos das linhas sobre a região amazônica. Nesse sentido, o alteamento de torres de transmissão, indicando a adoção de estruturas de 40 ou 60 metros, para preservar a vegetação que está abaixo disso e que acompanha o entorno da obra, é uma das iniciativas. A redução da faixa de abertura por onde a linha será instalada, de 40 ou 30 metros para 10 metros, é outro exemplo.

O ajuste interno citado por Toledo envolveu mudança de processos e contratação de pessoal. Ele ressalta, no entanto, que os empreendedores também precisam fazer sua parte, principalmente na apresentação de projetos mais adequados. Um exemplo é a mudança constante de canteiros e acessos, que demanda uma nova avaliação do Ibama e poderia ser evitada se os projetos fossem melhor elaborados. Prova de que a combinação de projetos mais afinados com a nova estrutura do órgão é a emissão de licenciamento em 60 dias do trecho Manaus-Boa Vista da linha de transmissão naquela região. Há casos ainda que o estudo e o respectivo relatório de impacto ambiental (EIA-RIMA) foram aprovados em um dia pelo Ibama.

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Barros Pinto: estatais detêm cerca de 60% dos ativos

Outra frente que não envolve o licenciamento ambiental são os leilões de obras de linhas de transmissão. Uma rede de 2 mil km, por exemplo, tem sido estruturada para entrar em operação em 24 meses, sendo 18 meses apenas na fase construtiva. A conta é acaciana: sobram seis meses para a elaboração de um projeto para licenciamento ambiental em situações que envolvem, por exemplo, a complexidade de cruzar o Rio Amazonas. Adicione-se a isso que a avaliação do impacto da obra sobre a fauna e a flora precisa considerar as várias épocas do ano, ou seja, demandaria um tempo mais extenso de análise. Em resumo: o atraso médio de um ano, citado acima por Mello, da Andrade & Canellas, precisa ser computado na conta de mais gente, além dos órgãos ambientais.

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Sala de controle de operações da Eletrobras/Eletrosul

E por falar neles, deve-se lembrar que o Ibama, em nível federal, é acompanhado pelas secretarias estaduais de meio ambiente e pelas prefeituras envolvidas – geograficamente – nas obras de transmissão. Embora quase todos os empreendedores defendam a ideia de um guichê único para liberação de licenças, essa não é a realidade. “Temos uma interação técnica pequena com os outros envolvidos”, relata Toledo. “Nosso contato com as prefeituras, por exemplo, acontece mais diretamente com a área de saúde, combinando ações conjuntas para minimizar efeitos das obras”, complementa. O especialista destaca, porém, que a Portaria Interministerial 419, dos ministérios do Meio Ambiente, Cultura, Justiça e Saúde, publicada em outubro do ano passado, tornou mais gerenciável o meio de campo dos vários órgãos envolvidos com licenciamento ambiental. “Existe um prazo para cada entidade envolvida se manifestar, eliminando os casos em que o Ibama, por exemplo, emitia uma avaliação e o processo parava porque as demais entidades não se pronunciavam.”

Para Toledo, o diálogo entre os atores pode gerar resultados positivos. É o caso do grupo de trabalho criado junto com Furnas e que prioriza mudanças na manutenção da faixa de servidão das linhas de transmissão já existentes. Trata-se de uma iniciativa que pode melhorar esse tipo de intervenção em 30 mil km de linha e servir como base para a reavaliação da norma da ABNT que rege a operação nesses casos.

Os avanços do Ibama e da Portaria 419 são reconhecidos por Pinto, da Abrate, mas ele lembra que há reparos a serem feitos. O diretor executivo cita, como exemplo, exigências de tradução de projetos de impacto para línguas indígenas e ações contra doenças sexualmente transmissíveis (DST), por parte dos empreendedores, no entorno de linhas de transmissão. “Foram revogadas, mas complicaram o processo”, esclarece. Pinto fala por um conjunto de empresas que hoje representam 75% do total de linhas de transmissão no Brasil, representatividade que deve ser mantida mesmo com a expansão dos grandes projetos na Região Norte.

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Silveira: renovação incerta de concessões não atrasa projetos

Para ele, além do licenciamento ambiental menos burocratizado, o planejamento a cargo da EPE deveria ser modernizado. “Não se tem explorado todas as possibilidades de uma operação melhor e a custo mais baixo”, avalia. De acordo com o diretor executivo, se uma determinada empresa resolve investir em equipamentos mais sofisticados, ela não ganha mais receita por isso, por causa do sistema tarifário atual. “Somos remunerados pelos ativos que detemos inicialmente, incluindo rede e subestações, entre outros”, lembra. “Os técnicos querem investir, mesmo porque a missão da engenharia é tentar tirar o máximo das tecnologias existentes, mas esse cenário cria um paradoxo”, argumenta Pinto.

Em termos de flexibilização da rede – a inteligência do processo, segundo Mello –, o representante da Abrate prefere cunhar um novo termo: smart transmission grid. Nessa infraestrutura de transmissão, ele acredita que entre os ingredientes principais está a confiabilidade, obtida com a instalação de dispositivos inteligentes. “O transformador é uma peça caríssima, então se agregarmos um monitoramento eficaz nos disjuntores poderemos antecipar problemas, acompanhando se o sistema está sendo degradado ou não”, avalia.

Tão impactante como a questão ambiental, o desafio da renovação das concessões está na ordem do dia na área de transmissão. De acordo com Pinto, 80% dos cerca de 73 mil km de linhas nas mãos das associadas da Abrate têm seu prazo de concessão vencendo no dia 7 de fevereiro de2015. Apreocupação do setor elétrico, segundo o especialista, não é com essa data em si, mas com o prazo até lá. Para Mello, a falta de definição de como será o processo engessa os investimentos. Pinto avalia que tudo se encaminha para uma renovação automática, mas essa decisão ainda não é uma certeza.

Nem todos, porém, têm reduzido a velocidade das ações. Airton Silveira, diretor de engenharia em exercício da Eletrosul, explica que a empresa tem mantido seus planos, independentemente da renovação automática ou não das concessões. Com 11,3 mil km de linhas de transmissão, distribuídas em 23 mil torres, a empresa cobre os três estados sulinos e mais o Mato Grosso do Sul. Fazem parte também de sua estrutura 60 subestações e uma conversora de frequência. Esses ativos atendem uma população de cerca de 30 milhões de pessoas, por meio de sua capacidade instalada de 22.600 MVA. Fora dessa área de cobertura, a empresa tem investimentos em geração nas usinas de Jirau-RO e Teles Pires-MT.

Os empreendimentos na área de transmissão estão sendo feitos, em alguns casos, com outras empresas do setor, incluindo Copel, Eletronorte e Abengoa. Nesse rol estão os recentes contratos em parceria com a primeira empresa, oriundos do leilão realizado em dezembro de 2011. Serão826 quilômetrosde linhas e duas novas subestações, cujos investimentos superam os R$ 550 milhões. A obra reforça o sistema de transmissão da Região Sul, atendendo ao desenvolvimento econômico dos estados envolvidos e já prevendo a demanda de energia com eventos como a Copa de 2014.Petróleo & Energia, Transmissão - Rede interligada tem planos para crescer e elevar tensão

Um contrato, tocado pelo Consórcio Sul Brasileiro, no qual a Eletrosul detém 80% e a Copel os 20% restantes, pode ser desdobrado em dois trechos. O primeiro, com495 km, em tensão de 525 kV, duplicará uma linha da Eletrosul jáem operação. Osegundo trecho envolve303 kmde linhas com tensão de 230 kV, que irão interligar uma nova subestação – Camaquã 3 (230/69 kV) – ao sistema de trans- missão. De acordo com Silveira, as linhas em 500 kV são estratégicas para o sul do país, pois irão melhorar o escoamento da energia e dar mais confiabilidade ao atendimento da Região Metropolitana de Porto Alegre. Já o trecho menor reforça o atendimento ao sul do Rio Grande do Sul e região do município de Camaquã.

No segundo contrato que a empresa assinou com a Copel, o dono da obra é o Consórcio Marumbi, onde o percentual de participação se inverte, com a empresa paranaense sendo dona de 80% do negócio. Ele contempla a construção da subestação Curitiba Leste (535/230 kV) e28 quilômetrosde linhas de 525 kV para integrar essa unidade ao sistema de transmissão da capital paranaense. A obra já faria parte dos esforços previstos para atender à demanda de consumo projetada para a Copa, principalmente porque Curitiba será uma das cidades sede.

Os dois contratos citados, no entanto, não são páreo para outro projeto (veja quadro) que conta com a participação da Eletrosul – o Linhão do Madeira – no qual a empresa detém 24,5% de participação, mesmo percentual da sua coirmã Eletronorte. Os 51% restantes estão na mão da Abengoa e as três sócias podem se orgulhar de estar construindo o que Silveira avalia como a maior linha de transmissão de energia elétrica em alta voltagem do mundo. Além da grandiosidade, o empreendimento crava mais uma estaca – ou torre, se o leitor preferir – na expansão de 50% da malha de transmissão até 2020.

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Em 2008, com apoio de incentivos de P&D da Aneel, cinco empresas da área de transmissão e mais duas universidades (USP e UFRJ) se jun¬taram para organizar uma discussão sobre alternativas não convencionais de transmissão de energia elétrica, criando o Projeto Transmitir. Para o grupo, não convencional é o conceito para a infraestrutura que ainda não é aplicada no Brasil em redes de transmissão. Entre os frutos do trabalho dos profissionais da Eletronorte, Furnas, Cemig, CTEEP e Empresa Amazonense de Transmissão de Energia (EATE), nasceram um seminário de dois dias, realizado em fevereiro de 2011, e dois livros.

Gerente do Transmitir pela Eletronorte, Geraldo Nicola avalia que o planejamento para a área de transmissão no Brasil poderia ser menos conservador. Ele cita, por exemplo, a tensão utilizada em grande parte das redes locais, de 500 kV e 600 kV (dados da EPE indicam malhas de 750 kV), enquanto na China há experiências com 1.000 kV e até 1.100 kV. Os indianos, de acordo com ele, já testam em até 1.200 kV. “Quanto mais elevada a tensão, maior energia conseguimos transmitir a custos menores”, explica. Nicola lembra que a geração de Belo Monte terá linha de transmissão de 800 kV, uma novidade.

Segundo o engenheiro, o conservadorismo do planejamento da EPE poderia ser mudado com uma participação mais ativa de outros atores da área de transmissão, levando à adoção de alternativas maduras em outros países. Isso significa que as soluções mercado¬lógicas, em uso no Brasil, não se¬riam necessariamente as escolhidas como via tecnológica.

Felipe Nobre, gerente geral de HVDC da ABB no Brasil e também participante do seminário, lembra que entre as tecnologias apresentadas pela empresa estão a corrente direta de alta voltagem (HVDC) e os sistemas flexíveis de transmissão de correntes alternativas (FACTS). “As novas tecnologias HVDC permitem um custo menor, pois não há necessidade de subestações intermediárias”, diz ele. “Além disso, elas agregam baixas perdas na linha de transmissão e isolação de redes elétricas, evitando instabilidades em caso de rejeições de carga”, informa. Outros benefícios seriam o reduzido impacto ambiental, proporcionado pela maior capacidade de transmissão em uma única linha, diminuindo a faixa de servidão.

Carlos Gama, gerente de Desenvolvimento de Negócios do setor Grid da Alstom, representou a empresa no seminário, apresen¬tando as tecnologias de HVDC em 800 kV e VSC, corrente alternativa de alta voltagem (HVAC) em 1.000 kV e FACTS. “Todas podem ser aplicadas no Brasil e algumas já estão sendo usadas, caso de FACTS e HVDC em 600 kV no Rio Madeira”, detalha o executivo. Para Gama, as três tecnologias aumen¬tam a confiabilidade da transmissão de grandes blocos de potência a longas distâncias. Nesse rol estão o já citado caso das usinas do Rio Madeira e o sistema de transmissão da interligação Tucuruí-Macapá- Manaus (em HVAC com FACTS).

Do lado das transmissoras, as iniciativas não se limitam aos grupos de discussão. A mesma Eletronorte de Nicola, por exemplo, vai investir R$ 11 milhões na construção de um centro de pesquisa em Araraquara-SP, focado em novas tecnologias para inspeção e manutenção das linhas de transmissão. A unidade vai aplicar conceitos de equipamentos do setor aeronáutico na área de transmissão, caso da falha zero. A ideia da Eletrobras, controladora da Eletronorte, é evitar falhas, principalmente na ligação entre as grandes hidrelétricas da Região Norte ao Sudeste. Araraquara foi escolhida porque vai sediar a infraestrutura que recebe e distribui a energia produzida nas usinas de Jirau e Santo Antônio para os estados do Sul e do Sudeste.

A CTEEP, por sua vez, anunciou a aquisição de novos sistemas de proteção, formados por plataformas digitais que possibilitam maior controle sobre a rede de energia. O investimento de R$ 20 milhões contempla 250 insta¬lações (bays), que receberão 700 equipamentos digitais para monitorar o sistema e prevenir problemas na transmissão de energia. Quando o sistema for concluído, em 2014, a empresa paulista terá 51% de suas instalações operadas por sistemas digitais de proteção. Nessa área, aliás, a ABB também acaba de entrar com mais força ao criar uma instalação de teste usando a tecnologia RTDS para estudos e ensaios de sistemas de potência em tempo real. Os testes poderão ser aplicados em dispositivos digitais (IEDs), que executam funções de proteção para geradores, linhas de trans¬missão, sistemas HVDC, SVC e FACTS. A avaliação da fabricante é que a demanda por esse tipo de recurso tem aumentado nos últimos cinco anos, em virtude da expansão do Sistema Interligado Nacional (SIN).

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