COMITÊ BRASILEIRO DE BARRAGENS · bayardo materon barragens de rejeitos ... marcelo giulian...

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Usina de Santo Antônio | Divulgação Santo Antônio Energia REVISTA BRASILEIRA DE COMITÊ BRASILEIRO DE BARRAGENS ANO III Nº 03 ABRIL 2016 R$ 30,00

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iaREVISTA BRASILEIRA DE

COMITÊ BRASILEIRO DE BARRAGENSANO III Nº 03 ABRIL 2016 R$ 30,00

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3REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

COMITÊ BRASILEIRO DE BARRAGENS – CBDBREPRESENTANTE DA COMISSÃO INTERNACIONAL DE GRANDES BARRAGENS (ICOLD-CIGB) NO BRASIL

DIRETORIA

PRESIDENTE BRASIL PINHEIRO MACHADO

VICE-PRESIDENTE FABIO DE GENNARO CASTRO

DIRETOR-SECRETÁRIO LUCIANO NOBRE VARELLA

DIRETOR DE COMUNICAÇÕES RICARDO AGUIAR MAGALHÃES

DIRETOR TÉCNICO CARLOS HENRIQUE MEDEIROS

SUPERINTENDENTE PEDRO PAULO SAYÃO BARRETO

NÚCLEOS REGIONAIS - DIRETORES

BA - ROBERTO FACHINETTI

CE - ANA TERESA DE SOUSA PONTE

GO/DF - EM PROCESSO DE RENOVAÇÃO

MG - TERESA CRISTINA FUSARO

PR - CARLOS INFANTE

PE - AURÉLIO ALVES DE VASCONCELOS

RJ - CELSO JOSÉ PIRES FILHO

RS - LÚCIA WILHELM VÉRAS DE MIRANDA

SC - SÉRGIO CORRÊA PIMENTA

SP - CLÓVIS RIBEIRO LEME

COMISSÕES TÉCNICAS NACIONAIS - COORDENADORES

BARRAGENS DE CONCRETO

JOSÉ MARQUES FILHO

BARRAGENS DE ENROCAMENTO COM FACE DE CONCRETO

BAYARDO MATERON

BARRAGENS DE REJEITOS

JOAQUIM PIMENTA DE ÁVILA

BARRAGENS DE TERRA E ENROCAMENTO

RICARDO AGUIAR MAGALHÃES

CONDICIONANTES REGULATÓRIOS À REALIZAÇÃO DE

BARRAGENS E RESERVATÓRIOS

RAYMUNDO GARRIDO

FORMAS DE CONTRATAÇÃO DE SERVIÇOS DE ENGENHARIA

E CONSTRUÇÃO

SÉRGIO ABUJAMRA MISAEL

HIDRÁULICA EM BARRAGENS

BRASIL PINHEIRO MACHADO

IMPACTO AMBIENTAL DE BARRAGENS E RESERVATÓRIOS

SANDRA ELISA FAVORITO RAIMO

OBRAS DE PROTEÇÃO E CONTENÇÃO DE FLUXO DE DETRITOS

DIMITRY ZNAMENSKY

PESQUISA, DESENVOLVIMENTO E INOVAÇÃO TÉCNICA

DENISE ARAÚJO VIEIRA KRUGER

REGISTRO DE BARRAGENS

SÉRGIO CORRÊA PIMENTA

SEGURANÇA DE BARRAGENS

CARLOS HENRIQUE MEDEIROS

USOS MÚLTIPLOS DE RESERVATÓRIOS

FÁBIO DE GENNARO CASTRO

EDITORIAL

CBDB - Comitê Brasileiro de BarragensRua Real Grandeza, 219 - Bloco C - Sala1007Bairro Botafogo - Rio de Janeiro/RJ - Brasil CEP 22281-900 FAX 055 21 2528 5959 TELEFONES 055 21 2528 5320 | 055 21 2528 5283 E-MAIL [email protected] WEB www.cbdb.org.br

ICOLD - International Commission on Large DamsCIGB - Commission Internationale des Grands BarragesComissão Internacional de Grandes Barragens 61, avenue Kléber - 75116 - Paris - FranceTÉL. FAX +33 1 4704 1780 FAX +33 1 5375 1822E-MAIL [email protected] WEB http://www.icold-cigb.net

Segurança e gestão de risco

Não poderia deixar de escrever sobre o tema

que hoje predomina no meio técnico de profissionais dedicados à Engenharia de Barragens: segurança e gestão de risco. No Brasil, temos uma valiosa linha de defesa, a Lei No. 12.334/2010, que estabelece a Política Nacional de Segurança de Barragem (PNSB) e suas

resoluções complementares produzidas pelo Conselho Nacional de Recursos Hídricos (CNRH), pela Agência Nacional de Águas (ANA), pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e pelo Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM). Apesar disso, tem sido fácil e recorrente criticar a eficácia da legislação em vigor, eleita a vilã dos acidentes.

Entretanto, precisamos ser justos e coerentes, na medida em que somos parte responsável pelo imenso passivo ou legado de estruturas de barragens, vulneráveis e inseguras em sua maioria, de propriedade dos setores de recursos hídricos e de rejeito de mineração e industrial. São barragens em condições de extrema vulnerabilidade devido ao estado de conservação e passíveis de acidentes, fato que tira o sono de muitos profissionais responsáveis pela avaliação da condição de segurança. A situação tem provocado indignação naqueles que reconhecem a importância da lei e sua capacidade de mobilização para reorganizar setores deficitários.

Há quem diga que a nossa Engenharia de Barragens não possui a expertise necessária para o enfrentamento de problemas dessa magnitude. Também há quem diga que não devemos nos intimidar e devemos avançar com as lições dos acidentes. Esse é o motivo que nos remete a manter o foco nos resultados da apuração dos fatos e nas causas dos acidentes com barragens, principalmente, naqueles onde tem sido recorrente a afirmação de que tudo estava sob controle e todos os procedimentos padrões de inspeção e monitoramento haviam sido concebidos e implementados.

Temos uma janela de oportunidades reservada para entidades com o perfil do Comitê Brasileiro de Barragens (CBDB), que podem assumir o papel de protagonista no estudo e discussão desses acidentes, através de ações que promovam o avanço do conhecimento, na qualidade de agente de interlocução entre comunidade técnica e sociedade. A presença do CBDB nesses episódios é relevante e permite o acesso às informações reivindicadas por nossos colaboradores, ávidos por explicações sobre as causas dos acidentes que maculam a imagem e a reputação da Engenharia de Barragens brasileira.

Finalizo convidando a todos para que nos ajudem a fortalecer este espaço, através de publicação de artigos sobre os mais variados e relevantes temas que compõem o universo da Engenharia de Barragens. Desejo uma boa leitura, e sejam rigorosos nos comentários sobre os temas aqui abordados e a qualidade técnica de nossos artigos.

Carlos Henrique MedeirosDiretor Técnico CBDB

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ERRATANa segunda edição da Revista Brasileira de Engenharia de Barragens (Maio/2015) houve um erro em um parágrafo das conclusões do trabalho. O artigo “Proposição de um critério brasileiro para a faixa de inspeção a jusante de barragens de terra-enrocamento” publicado na revista, acabou sendo veiculado com um equívoco. Onde se lê: “No estabelecimento do critério aqui proposto, se recomenda para barragens de menor porte (H<20 m), um mínimo de 15 m de largura a jusante do pé da barragem. Para o caso de estruturas com poços de alívio a jusante o indicado é um mínimo de 10 m para o caso de barragens com enrocamento de pé”, o correto seria: “No estabelecimento do critério aqui proposto, se recomenda para barragens de menor porte (H<20m), um mínimo de 15 m de largura a jusante do pé da barragem, para o caso de estruturas com poços de alívio a jusante, e um mínimo de 10 m para o caso de barragens com enrocamento de pé”.

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COMITÊ EXECUTIVO

BRASIL PINHEIRO MACHADO

CARLOS HENRIQUE MEDEIROS

RICARDO AGUIAR MAGALHÃES

GERÊNCIA DE PUBLICAÇÕES

PEDRO PAULO SAYÃO BARRETO

COORDENAÇÃO EDITORIAL

RICARDO AGUIAR MAGALHÃES

JORNALISTA RESPONSÁVEL

CLÁUDIA RODRIGUES BARBOSA

PROJETO GRÁFICO

E DIAGRAMAÇÃO

URSULA FUERSTENAU

FOTOLITO / IMPRESSSÃO

GRÁFICA PALLOTTI

TIRAGEM

500 EXEMPLARES

Publicação de responsabilidade do CBDBCOMITÊ BRASILEIRO DE BARRAGENS

A Revista Brasileira de Engenharia de Barragens (RBEB) é uma publicação técnica aperiódica do Comitê Brasileiro de Barragens (CBDB), distribuída em todo o território nacional e direcionada aos profissionais que atuam na Engenharia de Barragens em geral e em obras associadas. Os artigos assinados são de expressa responsabilidade de seus autores e não refletem, necessariamente, a opinião do CBDB. Todos os direitos reservados ao CBDB. Nenhuma parte de seus conteúdos pode ser reproduzida por qualquer meio sem a autorização, por escrito, dos editores.

ARTIGOS

SUMÁRIOSUMÁRIO

A Revista Brasileira de Engenharia de Barragens (RBEB) tem por objetivo a

publicação de artigos científicos e de relatos técnicos inerentes à Engenharia de

Barragens em geral, de modo a explicitar os conhecimentos técnicos atualizados,

que sejam úteis tanto para a operação das empresas que projetam, constroem ou

operam barragens, como para os centros de pesquisa e as universidades que se

dedicam ao desenvolvimento da Engenharia de Barragens.

O Conselho Editorial, abaixo nominado, é o órgão responsável pela definição

da linha editorial e pela qualidade técnica dos trabalhos. Está composto por

membros selecionados entre os sócios do Comitê Brasileiro de Barragens

(CBDB) com comprovada experiência profissional ou acadêmica em cada um

dos 16 temas a seguir relacionados.

TEMAS E COMPOSIÇÃO DO CONSELHO EDITORIAL

HIDRÁULICA E VERTEDORESMARCELO GIULIAN MARQUES, NELSON LUIZ DE SOUZA PINTOGEOTECNIA E FUNDAÇÕES ALBERTO DE SAMPAIO FERRAZ JARDIM SAYÃO, MILTON ASSIM KANJIGEOLOGIA DE ENGENHARIARICARDO ANTÔNIO ABRAHÃO, SÉRGIO NERTAN ALVES DE BRITOHIDROLOGIAHEINZ DIETER FILL, MÁRIO CICARELLI PINHEIROENERGIAFLÁVIO MIGUEZ DE MELLO, JERSON KELMAN, FRANCISCO LUIZ SIBUT GOMIDECONCRETO, TECNOLOGIA E MATERIAISSELMO SHAPIRA KUPERMAN, WALTON PACELLI DE ANDRADE, JOSÉ MARQUES FILHOEQUIPAMENTOS HIDROMECÂNICOSPAULO CEZAR FERREIRA ERBISTI, JOÃO CARLOS MATHEUSBARRAGENS DE TERRA E DE ENROCAMENTO CIRO HUMES, PAULO TEIXEIRA DA CRUZ, CÁSSIO BAUMGRATZ VIOTTIBARRAGENS DE FACE DE CONCRETO E DE NÚCLEO ASFÁLTICO BAYARDO MATERÓN, CIRO HUMESINSTRUMENTAÇÃO ARSENIO NEGRO JR., JOÃO FRANCISCO ALVES SILVEIRA, RUBEN JOSÉ RAMOS CARDIABARRAGENS DE CONCRETO COMPACTADO A ROLO (CCR)FRANCISCO RODRIGUES ANDRIOLO, WALTON PACELLI DE ANDRADEMEIO AMBIENTE MARÍLIA PIRONI SCOMBATTI, SÍLVIA HELENA PIRESSEGURANÇA DE BARRAGENSCARLOS HENRIQUE DE A. C. MEDEIROS, TERESA CRISTINA FUSAROTÚNEISTARCÍSIO BARRETO CELESTINORECURSOS HÍDRICOSBENEDITO PINTO FERREIRA BRAGA JÚNIORMUDANÇAS CLIMÁTICASMARIA ASSUNÇÃO FAUS DA SILVA DIAS

A importância dos pêndulos diretos na instrumentação das barragens de concretoTema: Instrumentação | País / Edição: Brasil / 2016

Autor: João Francisco Alves Silveira

47

UHE Santo Antônio Em operação desde março de 2012, a Hidrelétrica Santo Antônio, localizada no rio

Madeira, em Porto Velho, Rondônia, vem ampliando sua capacidade de geração de

energia, de fonte limpa e renovável, a cada nova turbina que coloca em funcionamento.

Hoje, suas 38 turbinas em operação representam 76% da capacidade total de

geração de energia, quantificada por uma potência instalada de 2.714,72 Megawatts.

Quando estiver com a 50ª turbina em operação, em novembro deste ano, a

Hidrelétrica Santo Antônio atingirá a capacidade de geração de 3.568 Megawatts. É

energia suficiente para atender ao consumo de 45 milhões de pessoas, consolidando

a posição de quarta maior geradora hídrica do País, de acordo com relatório do

Operador Nacional do Sistema (ONS).

CAPA

Compatibilização do uso dos recursos hídricos: o conflito entre a geração hidrelétrica com os demais usuários de águaTema: Usos Múltiplos | País / Edição: Brasil / 2016

Autora: Mônica de Aquino Galeano Massera da Hora

12

PCHs Indaiazinho e Indaiá Grande: um caso de interação geologia - engenharia na concepção das obras

Tema: Geologia de Engenharia | País / Edição: Brasil / 2016

Autores: Zsolt Miklós Gombossy, Sérgio Solino Ramos, David Prado Pulino

e Gustavo Barros Mattos

41

Aspectos econômicos, técnicos e gestão de riscos na implantação de empreendimentos – uma visão de acionista

Tema: Energia | País / Edição: Brasil / 2016Autores: Cleber José de Carvalho, Flávio Dutra Doehler e Octávio Viggiano Barbosa Nascimento de Souza

32

Modelo de previsão de cheias durante a construção da UHE São Roque

Tema: Hidrologia | País / Edição: Brasil / 2016 Autores: Anaximandro Steckling Muller, Diego David Baptista de Souza e Guilherme Piaie de Oliveira Palma

26

Impactos da regulamentação e implantação da Política Nacional de Segurança de Barragens no setor mineral

Tema: Segurança de Barragens | País / Edição: Brasil / 2016Autor: Luiz Paniago Neves

19

6 Informe Especial: Hidrelétrica Santo Antônio, quarta maior geradora hídrica do Brasil

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5REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

COMENTÁRIOS DOS LEITORES

ICMS na produção de energia por hidrelétricasExemplo de carência de lógica da legislação federalFlavio Miguez de Mello

Uma das primeiras medidas tributárias positivas do governo do presidente Humberto Alencar Castello Branco, inspirada pelo então ministro do Planejamento Roberto Campos foi a transformação do imposto sobre vendas e consignações, altamente deletério por ser em cascata, em Imposto sobre Circulação de Mercadorias (ICM). Naquela ocasião, ele seguiu o modelo do Mercado Comum Europeu. Para estruturar

a mudança, que tantos benefícios trouxe à economia nacional, foi formado um grupo de trabalho com participação dos ilustres juristas Gilberto Ulhoa Canto e Rubens Gomes de Souza, e do destacado engenheiro Mário Henrique Simonsen. Para a criação do ICM, cobrado sobre o valor acrescido, em 1965 foi promulgada a Emenda 18 à Constituição Nacional de 1946. Posteriormente ampliado, o imposto passou a abranger também serviços especiais, formando o atual ICMS.

O ICMS é regido por Lei Complementar Federal que estabelece princípios gerais, explicitando o que é previsto na Constituição. É recolhido por estados da União e Distrito Federal seguindo leis estaduais. Na legislação brasileira há estranhezas como a única exceção no recolhimento do ICMS para estados produtores de combustíveis fósseis. Nesse caso, o recolhimento favorece estados consumidores desses produtos, penalizando estranhamente estados produtores, ambientalmente impactados.

As legislações estaduais estabelecem diferentes incidências de imposto, o que possibilita, há décadas, a guerra fiscal. Neste cenário, governos estaduais concedem, por longos períodos, abatimentos ou isenções para as indústrias. O objetivo é que elas instalem suas fábricas em seus territórios. A prática difundida encontra resistência do Supremo Tribunal Federal (STF).

Os estados têm a prerrogativa de estabelecer critérios de cobrança do ICMS relativo à energia elétrica gerada em seus territórios. Considerando o difundido costume em nossa terra, verifica-se que o ICMS sobre a geração de energia elétrica é muito elevado

na maioria dos estados. A História auxilia: desde a Derrama, no século XVIII, que gerou a Inconfidência Mineira, o brasileiro vive com impostos cada vez maiores em contraste com serviços e assistências governamentais cada vez mais precários.

Contribui para a comprovação dos cálculos divulgados em 2015 pela Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (FIRJAN) o fato de as tarifas médias de energia elétrica das indústrias do País serem as mais altas do mundo. A consequência desta diferença é que a competitividade da indústria nacional acaba sendo prejudicada no mercado globalizado.

Além do exuberante valor do ICMS que incide nas tarifas de energia elétrica, há aspectos curiosos que merecem avaliação. Em hidrelétricas construídas em rios que delimitam estados da Federação ou que atravessam limite estadual, tendo casa de força em um estado e reservatório predominantemente em outro, a legislação “estranhamente” determina que o ICMS seja recolhido para o estado onde está a casa de força.

O legislador ignorou que uma usina hidrelétrica é formada por uma barragem que acumula energia potencial no seu reservatório, e que essa energia é transformada em energia mecânica pelas turbinas. Em seguida, ela é convertida em energia elétrica pelos geradores. Portanto, a produção de energia elétrica é iniciada no reservatório, mesmo que operado a fio d’água.

A exclusividade do ICMS para o estado onde está a casa de força fomenta a disputa entre os estados para abrigá-la. Ciente disso, o empreendedor joga com governadores e prefeitos com o intuito de causar uma pequena guerra fiscal. É justamente desse modo que ele costuma obter vantagens fiscais para seu empreendimento.

Por outro lado, nas hidrelétricas instaladas em limites estaduais, frequentemente o empreendedor é pressionado por estados e municípios no que se refere à posição da casa de força, tendo em vista a arrecadação do ICMS. Nesse caso, o empreendedor pode ter um aliado no estado selecionado como local da casa de força. Mas, vale lembrar que esta alternativa provavelmente venha a desagradar importantes setores da política regional de residentes na margem oposta - acarretando dificuldades adicionais às muitas já enfrentadas na implantação de uma usina.

Com base no acima exposto e objetivando trazer justiça para estados limítrofes e o benefício da tranquilidade aos empreendedores de usinas hidrelétricas, urge alterar a legislação visando à partição do ICMS nos casos em que a usina esteja em mais de um estado.

HOLOFOTE

Comentários sobre o trabalho “CONSIDERAÇÕES SOBRE A AMEAÇA OCHCRE”, publicado na Revista Brasileira de Barragens Nº 02, de Maio de 2015, de autoria de Bruno Neves, da Light Energia.

Nesse trabalho o termo “ochcre” não é apropriado. Venho sugerir que o mesmo seja substituido por ferro-bactérias termo já empregado há várias décadas em nosso meio técnico. Por se tratar de uma foto bem didática, apresenta-se na Fig. 1 a ação de ferro-bactérias no filtro a jusante da barragem, com as camadas de areia, pedrisco e brita colmatadas pela ação das mesmas, na zona de oscilação do nível d’água.

João Francisco Alves Silveira | SBB Engenharia

Figura 1. Colmatação das camadas de areia, pedrisco e brita na zona de oscilação do NA (seta) de um filtro, pela ação de ferro-bactérias (Fonte: SBB).

Flavio Miguez. Formado em engenharia em 1967 e em mestrado em geologia, ambos pela UFRJ. Chefe de divisão de Furnas, diretor técnico da Enge-Rio, diretor adjunto da Poli-UFRJ, diretor da ABCE, presidente do CBDB, diretor da ANE, professor da UFRJ.

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6 WWW.CBDB.ORG.BR

HIDRELÉTRICA SANTO ANTÔNIO

Posição da Hidrelétrica 1ª - Itaipu 2ª - Tucurui 3ª - Jirau 4ª - Santo Antônio 5ª - Xingó

Geração Média Mensal em MWh 8.906,05 4.040,05 1.293,93 1.268,67 1.126,01

QUARTA MAIOR

GERADORA HÍDRICA DO PAÍS

Em operação desde março de 2012, a Hidrelétrica Santo Antônio, localizada no rio Madeira, em Porto Velho, Rondônia, vem ampliando sua capacidade de geração de energia, de fonte limpa e renovável, a cada nova turbina que coloca em funcionamento.

Hoje, suas 38 turbinas em operação representam 76% da capacidade total de geração de energia, quantificada por uma potência instalada de 2.714,72 Megawatts.

Quando estiver com a 50ª turbina em operação, em novembro deste ano, a Hidrelétrica Santo Antônio atingirá a capacidade de geração de 3.568 Megawatts. É energia suficiente para atender ao consumo de 45 milhões de pessoas, consolidando a posição de quarta maior geradora hídrica do País, de acordo com relatório do Operador Nacional do Sistema (ONS).

INFORME ESPECIAL

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7REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

As turbinas utilizadas na Hidrelétrica Santo Antônio são do tipo bulbo, as mais indicadas para geração de energia para grandes vazões e baixas quedas. Por isso, não requerem a formação de um grande reservatório, o que reduz substancialmente os impactos socioambientais naturais durante a implantação e operação de uma hidrelétrica.

Com potência média de 71,6 Megawatts, as turbinas da estrutura Santo Antônio são consideradas uma das maiores em funcionamento no mundo – seja em relação à sua capacidade de geração ou às suas dimensões: são nove metros de diâmetro e 900 toneladas, cada uma.

A energia produzida pela Hidrelétrica Santo Antônio é transmitida até a subestação coletora de Porto Velho, por meio de duas linhas de transmissão.

De lá, segue para Araraquara, no interior de São Paulo, em

corrente contínua de 600 kV, pelo denominado “Linhão do Madeira”, com uma extensão 2.375 km. Considerada a mais longa linha de transmissão do mundo, ela atravessa 90 municípios brasileiros.

A energia produzida pela estrutura Santo Antônio abastecerá o Sudeste do País, bem como as diversas regiões brasileiras (inclusive Rondônia, onde foi produzida) por meio do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Mas, a Hidrelétrica Santo Antônio possui um diferencial em relação à distribuição da energia que produz: ela também abastece diretamente Rondônia e Acre. Isto ocorre por meio de uma linha de transmissão de 230 kV construída pela própria hidrelétrica. Esta linha será alimentada exclusivamente pelas seis turbinas que fazem parte da ampliação promovida pela geradora. O projeto original previa 44 turbinas. Até novembro deste ano, a hidrelétrica terá 50 unidades geradoras.

Tecnologia de ponta na Amazônia

Energia produzida no local abastece Rondônia, Acre e o Sudeste do País As turbinas do complexo estão entre as maiores do mundo em atividade

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8 WWW.CBDB.ORG.BR

Sustentabilidade, o principal pilar da Hidrelétrica Santo Antônio

Aplicar as melhores práticas de sustentabilidade sempre foi um dos principais compromissos da Santo Antônio Energia antes, durante e após o início de geração da sua hidrelétrica.

O mesmo cuidado sempre foi demonstrado nas práticas e conceitos aplicados durante a construção da hidrelétrica, que completa oito anos em setembro de 2016.

Certamente, o compromisso com estas práticas fizeram com que a Hidrelétrica Santo Antônio alcançasse, entre todos os projetos

já analisados, o maior número de notas máximas na categoria Implantação, de acordo com avaliação independente realizada pela International Hydropower Association (IHA). Fundada há quase 20 anos, com o suporte da UNESCO, a organização sem fins lucrativos mede a sustentabilidade de empreendimentos hidrelétricos em todo o mundo.

O resultado da avaliação se dá após a análise de 20 tópicos baseados em diferentes quesitos: avaliação, gestão, comunicação com stakeholders, apoio das partes interessadas, concordância, conformidade e resultados. Todos os tópicos exigem documentação técnica, além de entrevistas internas e externas, e comprovação das evidências em sustentabilidade.

Acima de todas as avaliações obtidas pelas demais hidrelétricas analisadas em diversos países, inclusive no Brasil, o resultado conquistado pela Hidrelétrica Santo Antônio nada mais é do que a tradução plena e isenta de que seus compromissos com as melhores práticas globais em sustentabilidade são exemplo para o setor no País e fora dele.

HIDRELÉTRICA SANTO ANTÔNIO :: QUARTA MAIOR GERADORA HÍDRICA DO PAÍS

O investimento da Hidrelétrica Santo Antônio em sustentabilidade chegará a R$ 2 bilhões até o término da implantação da usina

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9REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

Programas socioambientais

O projeto da Hidrelétrica Santo Antônio se beneficiou das características naturais do rio Madeira para aproveitar ao máximo o seu potencial hídrico e gerar energia.

As suas turbinas são movidas pelas características únicas da vazão do rio Madeira, que apresenta uma variação entre 4 mil m3/s no período de seca e mais de 40 mil m3/s no período de cheia.

O uso de turbinas bulbo dispensa a formação de grandes reservatórios, como é o caso da Hidrelétrica Santo Antônio. Ela possui um reservatório de 422 km2, área praticamente igual à ocupada pelo rio Madeira durante os períodos de cheia.

Hoje, a hidrelétrica apresenta um dos melhores coeficientes de geração do País, que é de nove Megawatts para cada km2 de reservatório.

A geração de grande quantidade de energia com um reservatório relativamente pequeno é um dos principais benefícios socioambientais atribuídos ao projeto que norteou a construção e operação da estrutura Santo Antônio.

Mas o investimento para a implantação da Hidrelétrica Santo Antônio não foi apenas conceitual. Ele respeitou as melhores práticas em sustentabilidade e seguiu à risca os Princípios do Equador, que fiscalizam todo o empreendimento, com duras sanções em caso de descumprimento das normas estabelecidas para a área socioambiental.

No caso da usina Santo Antônio, o investimento em sustentabilidade chegará a R$ 2 bilhões até o final da implantação. A verba foi investida em 28 programas socioambientais, focados em ações voltadas para a população local, proteção do ambiente físico (solo, clima, lençóis freáticos e sedimentos) e do meio biótico (flora e fauna aquática e terrestre, qualidade da água, supressão da vegetação e resgate da fauna), reassentamento de comunidades e investimentos nas áreas de saúde pública, educação e infraestrutura. desse modo a hidrelétrica contribuiu para a melhoria da qualidade de vida de milhares pessoas, nos mais diversos aspectos.

A ampliação da usina respeita as melhores práticas de sustentabilidade

Programas socioambientais protegem o ambiente físico e o meio biótico

Resgate da fauna e supressão da vegetação são aspectos primordiais no processo

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10 WWW.CBDB.ORG.BR

PEIXES DO RIO MADEIRA Disponível no

site da Santo

Antônio Energia

GUIA DE FAUNA DAS ESPÉCIES RESGATADASDisponível no

site da Santo

Antônio Energia

A implantação da Hidrelétrica Santo Antônio, em Porto Velho, abriu oportunidades para ampliar o conhecimento local em diversas frentes, como tecnologia, história natural e humana da região, entre outras.

O compromisso em compartilhar o conhecimento adquirido sempre foi constante na empresa. Publicações específicas entregues para entidades de ensino e centro de pesquisas são alguns dos exemplos neste sentido. A coleção Saiba Mais, que trata

Conhecimento compartilhado

COLEÇÃO SAIBA MAISDisponível no site da Santo

Antônio Energia: www.

santoantonioenergia.com.br

HIDRELÉTRICA SANTO ANTÔNIO :: QUARTA MAIOR GERADORA HÍDRICA DO PAÍS

de temas pertinentes à região, ao setor e ao empreendimento, foi distribuída nestes locais. O livro Peixes do rio Madeira, com cerca de mil páginas, também fez parte desta ação social.

Outra publicação distribuída pela Santo Antônio Energia foi o Guia de Fauna das Espécies Resgatadas. A obra mostra os animais silvestres da região que foram encontrados durante as atividades do Programa de Conservação de Fauna, realizado em áreas do canteiro de obras e do reservatório.

Com as 50 turbinas, o total de royalties pagos anualmente pela hidrelétrica deve superar os R$ 100 milhões

A Hidrelétrica Santo Antônio iniciou a geração de energia nove meses antes do que previa o cronograma original

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11REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

Incremento de receitaNo Brasil, todas as hidrelétricas pagam royalties pelo uso das

águas que geram energia. Esta operação é denominada Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos Hídricos para Fins de Geração de Energia Elétrica (CFURH), instituída pela Constituição Federal de 1988 e regulamentada pela lei nº 7990/1989.

A Hidrelétrica Santo Antônio iniciou a geração de energia em 30 de março de 2012 – nove meses antes do que previa o cronograma original. Desde então, a Santo Antônio Energia, concessionária responsável pela construção e operação da hidrelétrica, paga mensalmente royalties de acordo com a sua geração efetiva.

Estes royalties são divididos da seguinte forma: 45% para Rondônia, 45% para Porto Velho e 10% para a União. Para todas as esferas, o recebimento de royalties representa um incremento substancial de recursos que podem ser aplicados em diversos setores, buscando o desenvolvimento local e regional e a melhoria da qualidade de vida das pessoas.

De abril de 2012 até dezembro de 2015, o total de royalties pagos pela Hidrelétrica Santo Antônio, e divididos de acordo com a forma descrita acima, soma mais de R$ 126 milhões.

A partir da geração plena, que será atingida com as 50 turbinas em operação, estima-se que o total de royalties pagos anualmente pela hidrelétrica supere os R$ 100 milhões.

Em quase três anos, o total de royalties pagos pela usina soma mais de R$ 126 milhões

A Hidrelétrica Santo Antônio iniciou a geração de energia nove meses antes do que previa o cronograma original

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USOS MÚLTIPLOS

COMPATIBILIZAÇÃO DO USO DOS RECURSOS HÍDRICOS: O CONFLITO ENTRE A GERAÇÃO HIDRELÉTRICA COM OS DEMAIS USUÁRIOS DE ÁGUAMônica de Aquino Galeano Massera da HORA | Professora e Coordenadora da

Pós-Graduação em Defesa e Segurança Civil - Universidade Federal Fluminense

A garantia do uso múltiplo da água é um dos objetivos principais da gestão de recursos hídricos no Brasil. Entretanto, o papel das usinas hidrelétricas ainda não está claro para o alcance de tal finalidade. Este artigo apresenta uma metodologia para apoiar a operação das usinas hidrelétricas, levando em consideração a compatibilização da geração de energia com possíveis perdas associadas ao atendimento de demandas de outros usuários, representadas por retiradas de água a montante dos aproveitamentos. Como aplicação do método foi escolhida a bacia dos rios Tocantins e Araguaia. Os resultados obtidos confirmam a aplicabilidade da metodologia proposta.

The guarantee of multiple-use water systems is one of the main objectives of Brazilian water resource management. However, the role of hydropower plants is still unclear in the achievement of this objective. This paper introduces a method to support hydropower plants operation taking into account the compatibility of energy generation with possible losses associated in meeting upstream water demands. A case study of the Tocantins and Araguaia basins is presented. The results obtained corroborate the applicability of the proposed method.

RESUMO ABSTRACT

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13REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

1. INTRODUÇÃO

A Lei 9.433/1997 trouxe uma inovação na gestão, no ordenamento e no planejamento do uso da água nas bacias hidrográficas, principalmente pelos

instrumentos previstos para implementação da legislação. Destaca-se, dentre eles, a outorga. A outorga é o instrumento administrativo e legal do poder público de facultar o uso da água em uma determinada quantidade durante um prazo fixo. De natureza complexa, a outorga tem a função de ratear a água disponível entre demandas atuais e futuras visando o benefício de um conjunto de usuários nos aspectos econômicos (p.ex. abastecimento industrial e agrícola), sociais (p.ex. abastecimento humano) e de sustentabilidade ambiental. Ela respeita ainda a classe em que o curso d’água estiver enquadrado e os seus usos múltiplos (navegação, geração hidráulica de energia, recreação, etc).

O presente artigo buscou analisar a compatibilização do uso da água e da geração hidráulica de energia. Para tanto foi simulada a operação de reservatórios de regularização. O procedimento foi fundamentado com fórmulas matemáticas que incorporaram os usos múltiplos. Para avaliar a metodologia proposta foi desenvolvida a ferramenta computacional denominada SisUca (Sistema de Simulação de Usinas e Usos Consuntivos de Água). Como estudo de caso foi escolhida a bacia dos rios Tocantins e Araguaia.

2. USOS MÚLTIPLOS DOS RECURSOS HÍDRICOS

Dada a necessidade do conhecimento do volume de água disponível nos rios para rateio entre demandas de usos atuais e futuros (do conceito de outorga), foi estipulado o termo Vazão Máxima Outorgável (VMO), ou seja, máxima vazão disponível para os usos múltiplos em rios. Como o uso ilimitado da água pode gerar escassez hídrica ou conflitos entre usuários, os órgãos públicos gestores de recursos hídricos têm adotado, como critério conservador, restringir a outorga aos seguintes valores de referência: vazões Q95% ou Q90%, obtidas das curvas de permanência no tempo ou, ainda, a vazão Q7,10, menor média anual em sete dias consecutivos com 10 anos de recorrência (ANA, 2007 [1]).

A Agência Nacional de Águas (ANA), responsável pela emissão de outorgas em rios de domínio da União, define a VMO como sendo 70% da Q95%. Já os rios de domínio estadual seguem os critérios definidos pelos seus respectivos órgãos gestores de recursos hídricos. Por exemplo: Minas Gerais,

São Paulo e Rio de Janeiro adotam o valor de 50% de Q7,10; Rio Grande do Norte, Ceará e Paraíba adotam o valor de 90% de Q90%; Sergipe adota 100% de Q90%; Bahia adota 80% de Q90%

e Tocantins adota 75% de Q90%. Observa-se que conforme o valor de VMO estipulado, alguns órgãos estaduais são mais restritivos do que a ANA, em termos de quantidade de água disponível para uso nos rios. Isto ocorre em Minas Gerais, São Paulo e Rio de Janeiro, enquanto que outros são menos restritivos como Sergipe, Rio Grande do Norte, Ceará, Paraíba, Bahia e Tocantins.

Por outro lado, a concessão de água para outros usos a montante dos aproveitamentos hidrelétricos implica diretamente na redução da geração de energia, uma vez que ela é função da vazão afluente, da queda e dos rendimentos dos grupos turbina-gerador-transformador, sendo expressa por:

E = f (Qaflu,h,g,η)

onde E representa a energia, em MWh; Qaflu é a vazão afluente ao aproveitamento hidrelétrico, em m3s-1; h é a queda líquida, em m; g é a aceleração da gravidade e igual a 9,81 m3s-2; e η representa o rendimento do grupo turbina-gerador-transformador.

Para estimativa da vazão afluente ao aproveitamento hidrelétrico, a Empresa de Pesquisa de Energia (EPE) recomenda a adoção do histórico de vazões naturais definido pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), (EPE, 2008 [2]). A vazão natural é obtida por meio de um processo de reconstituição, e corresponde àquela que ocorreria em uma seção do rio se não houvesse as ações antrópicas na bacia contribuinte. Ou seja, se retira os efeitos da operação dos reservatórios existentes a montante e incorpora as vazões relativas à evaporação líquida nos reservatórios e aos usos consuntivos da água a montante do reservatório (ONS, 2007 [3]).

Neste caso, os valores referentes aos usos consuntivos são oriundos das resoluções publicadas pela ANA, quando da emissão da Declaração de Reserva de Disponibilidade Hídrica (DRDH) (EPE, 2008 [2]). Esta, por sua vez, é transformada automaticamente em outorga de direito de uso de recursos hídricos à instituição ou empresa que receber a concessão ou a autorização de uso do potencial de energia hidráulica (artigo 5º da Lei 13.081/2015). A DRDH tem por finalidade reservar ao aproveitamento as vazões médias mensais correspondentes à diferença entre a vazão natural no local do empreendimento e os usos consuntivos a montante dele (ANA, 2009).

Para definição da série de usos consuntivos, a ANA utiliza o Sistema para Estimativa de Usos Consuntivos da Água (SEUCA), que gera as séries das vazões de retirada, de retorno e de consumo em cada município das bacias incrementais que

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Tabela 2 – Usos consuntivos Q95% e VMO nos locais dos aproveitamentos

hidrelétricos localizados nos rios Madeira e Xingú

(1) Maior valor observado na série histórica de usos consuntivos.(2) Extraído de ANA (2006 [7]).(3) Extraído de ANA (2009b [8]).

Esta divergência também pode atravessar fronteiras, principalmente quando se tratarem de aproveitamentos hidrelétricos em rios transfronteiriços, como é o caso do rio Madeira. A reserva de água destinada ao atendimento de outros usos consuntivos a montante das usinas de Jirau e Santo Antonio teve caráter bastante restritivo (90 m3s-1), quando comparada ao valor da VMO calculada nos locais dos aproveitamentos (3.352 e 3.408 m3s-1, respectivamente). Novamente, se observa a existência de um saldo positivo de água que ainda pode ser utilizado ao longo dos anos pelos demais usuários localizados a montante dos empreendimentos. Entretanto, mais uma vez, se verifica que as reservas de disponibilidade hídrica emitidas pela ANA para o setor elétrico restringem esses usos. E, por se tratar de um rio transfronteiriço, os possíveis conflitos decorrentes podem assumir proporções de caráter internacional.

3. MODELO PROPOSTO PARA SIMULAÇÃO DA OPERAÇÃO DE USINAS HIDRELÉTRICAS

A utilização das águas de um reservatório de uma usina hidrelétrica para outros fins ou a diminuição das vazões afluentes, motivada por retiradas de água, reduzem a energia por ela assegurada, (BAJAY et al., 2008 [9]). Além disso, a restrição das

vazões afluentes acarreta em perdas de benefícios energéticos e, consequentemente, financeiros.

No que tange à operação, a usina hidrelétrica é representada pela equação do balanço hídrico, como se segue:

ΔVi = Qaflui −Qturbi −Qverti −Qevapi[ ] ⋅ns

USOS MÚLTIPLOS :: COMPATIBILIZAÇÃO DO USO DOS RECURSOS HÍDRICOS: O CONFLITO ENTRE A GERAÇÃO HIDRELÉTRICA COM OS DEMAIS USUÁRIOS DE ÁGUA

compõem uma determinada área de interesse ou estudo. O sistema considera as seguintes atividades de usos consuntivos: irrigação, abastecimento urbano, abastecimento rural, criação animal e abastecimento industrial. Para cada uma delas, as vazões geradas são oriundas de informações dos censos agropecuários, demográficos municipais e industriais divulgados pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) (ONS, 2005 [4]). De posse da série de usos, cabe ao empreendedor a apresentação do resultado dos estudos energéticos contendo a energia firme ou acréscimo de energia firme da usina ao sistema para os seguintes cenários de usos consuntivos a montante: sem usos consuntivos, com usos consuntivos e com a projeção de usos consuntivos para o período de concessão do aproveitamento hidrelétrico (ANA, 2009a [5]).

Com base no exposto, cabe destacar os critérios distintos que a ANA adota quando da emissão de uma outorga. Se a emissão for para um usuário que não seja um aproveitamento hidrelétrico (p.ex. irrigação, indústria ou concessionária de saneamento), o procedimento de análise do pleito da outorga é função da VMO calculada no ponto onde o usuário se instalará. Se o usuário for um aproveitamento hidrelétrico, o procedimento é função dos resultados dos usos consuntivos gerados pelo SEUCA, que não incorpora o conceito da VMO. Esta divergência de critérios pode assumir distorções preocupantes, pois da análise de algumas DRDH publicadas em resoluções da ANA, se observa que os valores de usos consuntivos gerados pelo SEUCA são consideravelmente inferiores àqueles passíveis de serem outorgados quando estimados pela VMO, como ilustrado nas Tabelas 1 e 2.

USINA

DRDHQ95%**

(M3S-1)

VMO

(M3S-1)RESOLUÇÃO

ANA

QUSOS_CONSUNTIVOS*

(M3S-1)

CANA BRAVA Nº 212/2004 17,76 179 125SÃO SALVADOR Nº 212/2004 17,92 200 140PEIXE ANGICAL Nº 212/2004 22,18 347 243

LAJEADO Nº 212/2004 24,17 439 307TUCURUÍ Nº 212/2004 73,10 2.037 1.426

USINA RIO

DRDHQ95%

(M3S-1)

VMO

(M3S-1)RESOLUÇÃO

ANA

QUSOS_CONSUNTIVOS(1)

(M3S-1)JIRAU MADEIRA Nº 555/2006 90,0 4.789(2) 3.352

STO. ANTONIO MADEIRA Nº 556/2006 90,0 4.869(2) 3.408

BELO MONTE XINGÚ Nº 48/2011 11,8 939(3) 657

Tabela 1 – Usos consuntivos Q95% e VMO nos locais dos aproveitamentos hidrelétricos localizados no rio Tocantins

* Maior valor observado na série histórica de usos consuntivos. ** Extraído de ANA/MAGMA/COHIDRO (2007 [6]).

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onde ΔVi representa a variação do volume da usina i, em m3;Qaflui é a vazão afluente à usina i, em m3s-1; Qturbi é a vazão turbinada na usina i, em m3s-1; Qverti é a vazão vertida na usina i, em m3s-1; Qevapi é a vazão evaporada no reservatório da usina i, em m3s-1 e ns representa o número de segundos de um mês médio e igual a 2,6298 * 106.

A metodologia proposta por HORA (2008 [10]) buscou introduzir uma nova variável representada por retiradas de água (Qusos), limitada à totalidade do valor da VMO. Assim, a vazão afluente passará a contabilizar cenários de retiradas de água a montante de cada aproveitamento de uma cascata, permitindo ao usuário avaliar a evolução das possíveis perdas de geração de energia em função do incremento dos usos consuntivos. A vazão afluente a uma usina será expressa por:

Qaflui =Qincri + Qdefluk −Qusosk∈M∑

Qaflui =[Qnati − Qnatk ]+ [Qturbk +Qvertk ]k∈M∑

k∈M∑ −Qusos

Qusos ≤VMO

onde Qincri é a vazão natural incremental no trecho entre a usina i e a(s) usina(s) de montante, em m3s-1 (representa a vazão natural da usina i descontada da vazão natural da usina de montante k); Qdefluk é a vazão defluente das usinas de montante, em m3s-1 (representa a soma das vazões turbinada e vertida na usina de montante k); Qusos representa a vazão retirada no trecho entre as usinas k e i, em m3s-1 (representa os usos consuntivos, limitados à VMO, no trecho intermediário entre a usina i e a existente imediatamente a montante de i); M é o conjunto das usinas imediatamente à montante da usina i.

A produção mensal de energia da usina é representada por:

Ei = 0,00981⋅ηi ⋅hi ⋅Qturbi ⋅nh

onde Ei representa a produção média mensal de energia da usina i, em MWmês; hi é a queda líquida da usina i, em m; Qturbi é a vazão turbinada no mês na usina i, em m3s-1; ηi é o rendimento do conjunto turbina-gerador da usina i; nh representa o número de horas de um mês médio e igual a 730,5.

Sob o enfoque da compatibilização do uso múltiplo da água com a geração de energia, se propõe uma nova regra de turbinamento, de modo a viabilizar um possível aumento da disponibilidade hídrica para jusante dos aproveitamentos, que passará a ser definida em dois patamares:

• Nível d´água do reservatório no mês anterior entre o mínimo normal e o máximo normal: nesta condição, o reservatório estaria em fase de enchimento ou deplecionamento, então a vazão turbinada seria igual a vazão regularizada;

• Nível d´água do reservatório no mês anterior entre o máximo normal e o máximo maximorum: nesta condição, o reservatório estaria cheio, então a vazão turbinada seria igual a vazão máxima turbinável.

A vazão regularizada foi definida como sendo a maior vazão turbinada de forma constante, ao longo do período de simulação, durante a condição de enchimento ou deplecionamento do reservatório. Portanto, ela representa a média das vazões afluentes do período em que o reservatório estava totalmente cheio (100%), passou pelo instante em que ficou vazio (0%), e tornou a ficar cheio novamente (100%), sem reenchimentos totais intermediários - utilizando, neste intervalo de tempo, todo o volume útil do reservatório. Por sua vez, o volume útil do reservatório da usina i num mês t ( Vutili,t ) será expresso por:

Vutili,t =Vutili,t−1 + Qaflui,t ⋅ns( )− Qturbi,t ⋅ns( )−Vevapi,t

onde Vutili,t−1 é o volume útil da usina i no mês anterior, t-1, em m3; Qaflui,t é a vazão afluente à usina i no mês t, em m3s-1; Qturbi,t

é a vazão turbinada na usina i no mês t, em m3s-1 e definida a partir do nível d´água correspondente ao volume útil do mês anterior; Vevapi,t é o volume evaporado na usina i no mês t, em m3.

Em resumo, o objetivo da formulação proposta é o de representar, da melhor forma possível, a operação dinâmica do conjunto de usinas de uma cascata em uma bacia hidrográfica, qual seja: a afluência a uma usina i é função da vazão defluente da usina de montante i-1, acrescida da vazão incremental entre ambas, levando em consideração as retiradas para outros usos, limitadas ao valor da VMO, e ainda, os efeitos da evaporação na operação do reservatório da usina i.

Nas usinas a fio d´água não existe a vazão regularizada, sendo o turbinamento função apenas da vazão afluente limitada ao engolimento máximo das máquinas. Neste caso, a regra de operação é do tipo “o que entra” é igual ao que “sai”, ou seja:

Qdefli,t =Qaflui,t −Qevapi,t

onde Qevapi,t é a vazão evaporada na usina i no mês t, em m3s-1.

4. PRINCIPAIS RESULTADOS DA SIMULAÇÃO DA OPERAÇÃO DA GERAÇÃO HIDRÁULICA ENERGÉTICA

Para a simulação hidráulica energética do conjunto de usinas da bacia dos rios Tocantins e Araguaia, foram selecionados os seguintes aproveitamentos: Serra da Mesa (SM), Cana Brava (CB), São Salvador (SS), Peixe Angical (PA), Lajeado (L),

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Couto Magalhães (CM), Santa Isabel (SI) e Tucuruí (T), cuja topologia esquemática é mostrada na Figura 1.

Figura 1 – Configuração esquemática das usinas na bacia dos rios Tocantins e Araguaia

As informações das principais características físicas, hidráulicas e energéticas dos aproveitamentos hidrelétricos estão relacionadas na Tabela 3 e foram extraídas do banco de dados do Sistema de Informação do Potencial Hidrelétrico Brasileiro (SIPOT) da Eletrobrás.

Os cenários para atendimento às demandas de água para outros usos foram estabelecidos a partir de porcentagens da VMO: 25%, 50%, 75% e 100%. A partir destes cenários, foi simulada a operação hidráulica energética através da utilização do SisUca para as seguintes condições de contorno:

• Sem retirada de vazões ao longo do período de 1931 a 2006;• Com retiradas crescentes de 25%, 50%, 75% e 100% da VMO

(primeira usina da cascata) e das parcelas de 25%, 50%, 75% e 100% da VMO incremental (demais usinas da cascata) da série de vazões ao longo do período de 1931 a 2006.

Os resultados encontrados, em energia produzida e perdas decorrentes por uso consuntivo da água, são apresentados na Tabela 4, onde se pode observar a variação da energia média, resultante da simulação do período de 1931 a 2006, e da energia firme, resultante da simulação do período crítico do sistema (junho de 1949 a novembro de 1956). Observa-se que as perdas na bacia hidrográfica para o conjunto de usinas consideradas variaram entre 2,9% e 12,1% para a energia média, e 4,2% e 16,7% para a energia firme.

UsinaPotência Instalada

(MW)n

Queda de Referência

(m)

NA Normal (m)Volume NA Normal

(hm3) Volume Útil (hm3)

Mínimo Máximo Mínimo MáximoSM 1.275 93,0 117,20 417,30 460,00 11.150,0 54.400,0 43.250,0CB 471,6 91,0 43,60 333,00 333,00 1.906,1 1.906,1 0,0SS 280,0 90,0 22,66 287,00 287,00 952,0 952,0 0,0PA 452,1 92,3 27,71 261,00 263,00 2.223,7 2.223,7 0,0L 902,5 93,3 29,00 212,30 212,30 4.711,1 4.711,1 0,0

CM 150,0 92,0 145,0 620,00 620,00 46,26 46,26 0,0SI 1.080 93,0 26,20 125,00 125,00 1.850,0 1.850,0 0,0T 8.365 93,6 63,35 51,60 74,00 11.292,8 50.275,2 38.982,4

Tabela 3 – Principais características dos aproveitamentos hidrelétricos

Tabela 4 – Perdas globais na geração de energia pela retirada crescente de vazões para outros usos

Porcentagem da Retirada da VMOCascata da Bacia dos rios Tocantins e Araguaia

Energia Média(103 MWano)

Perda na Geração Energia Firme(103 MWano)

Perda na Geração(103 MWano) (%) (103 MWano) (%)

0% 61.729 0 0,0 49.148 0 0,025% 59.940 1.789 2,9 47.103 2.045 4,250% 57.979 3.750 6,1 45.046 4.102 8,375% 56.081 5.648 9,2 42.979 6.169 12,6

100% 54.258 7.471 12,1 40.955 8.193 16,7

USOS MÚLTIPLOS :: COMPATIBILIZAÇÃO DO USO DOS RECURSOS HÍDRICOS: O CONFLITO ENTRE A GERAÇÃO HIDRELÉTRICA COM OS DEMAIS USUÁRIOS DE ÁGUA

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Tabela 5 – Impacto da redução da vazão regularizada pela retirada crescente de vazões para outros usos

Concomitantemente à perda de energia, o atendimento crescente de vazões para outros usos a montante de aproveitamentos hidrelétricos implica diretamente na redução das vazões regularizadas e, consequentemente, na disponibilidade hídrica para jusante, como pode ser observado nos resultados mostrados na Tabela 5.

Porcentagem da VMO

Serra da Mesa Tucurui

Vazão Regularizada(m3s-1)

Vazão Reduzida Vazão Regularizada(m3s-1)

Vazão Reduzida(m3s-1) (%) (m3s-1) (%)

0% 627,9 0 0 3.030,7 0 025% 601,5 26,4 4,2 2.699,1 331,6 10,950% 574,9 53,0 8,8 2.367,6 663,1 21,975% 548,5 79,4 13,8 2.036,1 994,6 32,8

100% 523,3 104,6 19,1 1.706,2 1.324,5 43,7

Nota-se, ao analisar a Tabela 5, que a redução da vazão regularizada em Tucuruí é expressiva quando as retiradas para outros usos alcançam 100% da VMO. Cabe ressaltar a importância da existência dos reservatórios de regularização que atenuam a redução da disponibilidade hídrica para jusante, já que nos aproveitamentos a fio d´água a redução da vazão afluente e da disponibilidade hídrica são diretamente proporcionais.

5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

No que tange à repartição da água, o atendimento crescente de vazões para os demais usos múltiplos implica diretamente na redução da produção de energia. A redução na energia firme pode comprometer o cumprimento dos contratos de concessão. Assim sendo, é importante que o concessionário tenha a real noção de que o seu empreendimento poderá não atender, futuramente, à energia contratada. É vital a definição de regras claras que não venham a penalizar os concessionários nem a prejudicar os demais usuários de recursos hídricos.

Recomenda-se que as energias asseguradas e, portanto, as garantias físicas, sofram revisões a cada período, de modo a atualizar possíveis reduções e preparar o setor elétrico, de maneira adequada, ao planejamento dos novos empreendimentos para expansão da geração. É aconselhável que sejam desenvolvidos estudos para avaliar os possíveis impactos energéticos e econômicos advindos destas reduções.

Sugere-se, por fim, que a regra de operação proposta seja adotada

em bacias hidrográficas de maior conflito, que passariam a operar de forma diferenciada da praticada pelo setor elétrico. Neste caso, as usinas passariam a ser comandadas pela demanda hídrica da bacia e não pela demanda energética de curto prazo do sistema interligado.

6. PALAVRAS-CHAVE

Vazão máxima outorgável, perda de energia, SisUca, SEUCA.

7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] AGÊNCIA NACIONAL DE ÁGUAS – ANA (2007) – “Diagnóstico da

Outorga de Direito de Uso de Recursos Hídricos – Fiscalização dos Usos de Recursos

Hídricos no Brasil (Caderno de Recursos Hídricos, 4)” – Distrito Federal – DF, 166p.

[2] EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA – EPE (2008) – “Metodologia

de Cálculo da Garantia Física das Usinas – EPE–DEE–RE–099/2008-r0” – Rio de

Janeiro – RJ, 15p.

[3] Operador Nacional do Sistema – ONS (2007) – “Atualização de Séries

Históricas de Vazões – Período 1931 a 2006 – ONS RE-3/237/2007 R1” – Rio de

Janeiro – RJ, 34p.

[4] Operador Nacional do Sistema – ONS (2005) – “Estimativas das Vazões para

as Atividades de Uso Consuntivo da Água em Bacias do Sistema Interligado Nacional

– SIN” – Rio de Janeiro – RJ, 205p.

[5] AGÊNCIA NACIONAL DE ÁGUAS – ANA (2009a) – “Manual de Estudos

de Disponibilidade Hídrica para Aproveitamentos Hidrelétricos – Manual do

Usuário” – Distrito Federal – DF, 45p.

[6] AGÊNCIA NACIONAL DE ÁGUAS/CONSÓRCIO MAGMA ENGENHARIA

LTDA./COHIDRO CONSULTORIA ESTUDOS E PROJETOS – ANA/MAGMA/

COHIDRO (2007) – “Plano Estratégico de Recursos Hídricos da Bacia dos Rios

Tocantins e Araguaia – Relatório do Diagnóstico – Anexo 9 – Disponibilidade Hídrica

Superficial – Nº 1329-R-FIN-PLD-15-01” – Distrito Federal – DF, 69p.

[7] AGÊNCIA NACIONAL DE ÁGUAS – ANA (2006) – “Nota Técnica

n.º 100/2006/GEREG/SOF-ANA – Reserva de disponibilidade hídrica para os

aproveitamentos hidrelétricos Santo Antônio e Jirau, localizados no rio Madeira” –

Distrito Federal – DF, 64p.

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[8] AGÊNCIA NACIONAL DE ÁGUAS – ANA (2009b) – “Nota Técnica

n.º 129/2009/GEREG/SOF-ANA – Reserva de disponibilidade hídrica para o

aproveitamento hidrelétrico Belo Monte” – Distrito Federal – DF, 59p.

[9] BAJAY, S. V.; OLIVEIRA, I. M.; DOMINGUES, P. C. M.; CONTI, A. M.;

ROCHA, G. P.; SUGAI, M.; GONDIM FILHO, J. G. C.; BARRETTO, L. A. L.;

VIEIRA JUNIOR, M. (2008) – “Avaliação da Atual Metodologia de Cálculo da

Energia Assegurada de Usinas Hidrelétricas” – Revista PCH Notícias & SHP News,

Itajubá – ano 9, nº 36, pp.24-28.

[10] HORA, M. A. G. M – HORA (2008) – “Metodologia para a Compatibilização

da Geração de Energia em Aproveitamentos Hidrelétricos com os demais Usos

dos Recursos Hídricos. Estudo de Caso: Bacia Hidrográfica do Rio Tocantins” –

Dissertação (Doutorado em Engenharia Civil) – Universidade Federal do Rio de

Janeiro – Rio de Janeiro – RJ, 143p.

Mônica de Aquino Galeano Massera da Hora

Engenheira Civil formada pela Universidade Federal Fluminense com mestrado e doutorado em Engenharia Civil pela Universidade Federal do Rio de Janeiro, área de Concentração de Recursos Hídricos. Professora Adjunta IV do Departamento de Engenharia Agrícola e do Meio Ambiente da Escola de Engenharia e Coordenadora do Programa de Pós-Graduação em Defesa e Segurança Civil da Universidade Federal Fluminense. Possui 30 anos de experiência na área de Projetos de Usinas Hidrelétricas com ênfase em Hidrologia, Gestão de Recursos Hídricos e Sedimentologia Fluvial.

USOS MÚLTIPLOS :: COMPATIBILIZAÇÃO DO USO DOS RECURSOS HÍDRICOS: O CONFLITO ENTRE A GERAÇÃO HIDRELÉTRICA COM OS DEMAIS USUÁRIOS DE ÁGUA

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RESUMO ABSTRACT

SEGURANÇA DE BARRAGENS

IMPACTOS DA REGULAMENTAÇÃO E IMPLANTAÇÃO DA POLÍTICA NACIONAL DE SEGURANÇA DE BARRAGENS NO SETOR MINERALLuiz Paniago NEVES | Geólogo, Mestre, Especialista em Segurança de Barragens

A Lei nº 12.334, de 20 de setembro de 2010, a qual estabeleceu a Política Nacional de Segurança de Barragens (PNSB) no Brasil, delegou aos órgãos fiscalizadores de alguns setores governamentais a incumbência de inspecionar e criar regulamentos sobre o tema para suas barragens vistoriadas. O Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM) regulamentou os artigos 8º, 9º, 10º, 11º e 12º da citada Lei, criando novas atribuições aos empreendedores no sentido de aprimorar a gestão da segurança das barragens de mineração fiscalizadas pelo órgão. O presente trabalho tem por objetivo comparar a gestão e, consequentemente, a segurança das barragens de mineração antes da promulgação das legislações sobre o tema diante do cenário atual. Para tal, se utilizou o Risco Crítico (RC) como balizador deste estudo. Usou-se a metodologia comparativa entre os dados pré e pós entrada em vigor dos atos normativos legais. Com o estudo foi possível constatar que com a implementação das legislações, houve melhora qualitativa na gestão e diminuição do Risco Crítico das barragens de mineração fiscalizadas pelo DNPM.

Palavras-chave: Segurança de Barragens, regulamentação, fiscalização, Risco Crítico.

The Law nº 12.334 of September 20, 2010, which established the National Dam Safety Policy in Brazil, delegated to the regulatory agencies of some government departments tasked to surveillance and create regulations on the subject to its audited dams. Specifically the National Department of Mineral Production (DNPM), regulated the Articles 8, 9, 10, 11 and 12 of the said Law, creating new assignments to entrepreneurs in order to improve the safety management Mining Dams for it audited. This paper aims to compare the management and consequently security of mining dams before the enactment of the laws on the subject with the current scenario. For this, the Critical Risk was used as base of this study using the comparative methodology between the pre and post data entry into force of normative legal acts. In the study it was found that with the implementation of the laws, there has been a qualitative improvement in the management and reduction of critical risk of mining dams, these audited by the DNPM.

Keywords: Dam Safety, regulation, surveillance, Critical Risk

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SEGURANÇA DE BARRAGENS :: IMPACTOS DA REGULAMENTAÇÃO E IMPLANTAÇÃO DA POLÍTICA NACIONAL DE SEGURANÇA DE BARRAGENS NO SETOR MINERAL

1. INTRODUÇÃO

O histórico legal sobre Segurança de Barragens no mundo remonta a décadas passadas onde, por exemplo, em Portugal, a legislação sobre o tema é de

1990. Entretanto, nas últimas décadas houve uma crescente preocupação a respeito do assunto e com a necessidade de uma maior participação do Estado brasileiro. É fato que as barragens são de grande importância para o desenvolvimento de qualquer sociedade (armazenamento de água para os diversos usos, regularização de vazão, geração de energia, retenção de resíduos minerais e/ou industriais). Contudo, essas estruturas podem aumentar a exposição da sociedade, das infraestruturas e dos locais existentes à jusante daquelas, a níveis de riscos considerados relevantes.

Especificamente em relação às empresas de mineração, é sabido que diversas companhias de grande, médio ou pequeno porte já detinham a essência do tema de Segurança de Barragens inseridas em seu cotidiano. Entretanto, adequações se fizeram necessárias com o advento da referida lei. Outras empresas que não detinham esta temática em sua essência tiveram que se adequar seguindo o exposto na legislação vigente (tanto em relação à lei quanto aos seus consequentes regulamentos).

A inserção legal do Brasil na temática de Segurança de Barragens se deu com a promulgação da Lei n.º 12.334, de 20 de setembro de 2010, quando os diversos órgãos fiscalizadores foram inseridos no assunto, como a Agência Nacional de Águas (ANA), a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) e seus órgãos descentralizados, e o Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM). As instituições de inspeção tiveram que, de acordo com obrigações advindas da Lei 12.334/2010, criar Resoluções e Portarias com o fim de regulamentar alguns artigos da citada legislação federal.

No País, dentre os motivos que levaram a aglutinação de esforços para a elaboração e aprovação da Lei nº 12.334/2010, cabe destaque ao reconhecimento do elevado nível de problemas de natureza organizacional, responsável pelo estado geral de abandono de milhares de barragens brasileiras, com vulnerabilidades latentes em projetos, construção e operação de estruturas existentes. No Nordeste, as barragens eram projetadas para a condição de máximo aproveitamento do vale, com a formação de grandes reservatórios de água. Os projetos eram elaborados tendo como prioridade a utilização da água para o consumo humano e dessedentação de animais, sendo as atividades de irrigação e de geração de energia consideradas secundárias. Durante as décadas de 70 e 80 foram construídos

grandes empreendimentos de barragens. Porém, em sua grande maioria, eram para uso múltiplo. Na década de 70, foram elaborados muitos projetos e executadas obras de barragens com ênfase para a geração de energia (Usina Hidrelétrica de Sobradinho, Tucuruí, Itaipu e Balbina).

No contexto da mineração, o “boom mineral” ocorrido nos anos 2006/2007 promoveu alterações substanciais no cenário existente até então. O citado “boom” fez com que os preços das commodities se elevassem fazendo com que as escalas de produção das minas aumentassem, bem como dando oportunidade para a abertura de novas minas. Por consequência, as barragens de rejeito de mineração existentes tiveram que ser “alteadas” e até mesmo novas barragens de rejeitos foram construídas. De maneira análoga, os empreendimentos industriais seguiram a mesma tendência.

Após a promulgação da Lei 12.334/2010, em 21 de setembro do citado ano, e das regulamentações por parte dos órgãos responsáveis, em especial o DNPM, (em 03 de setembro de 2012 e em 11 de dezembro de 2013 o DNPM regulamentou todos dispositivos legais a ele imputados), foi possível fazer um comparativo de como estava a gestão de Segurança das Barragens por ele fiscalizadas e como ficou esta gestão após a publicação dos citados dispositivos legais. Essa comparação é de grande importância para se poder constatar se a criação/promulgação de uma lei (e seus regulamentos - com o fim de aumentar a segurança das barragens) atingiu seu objetivo e se é necessário aperfeiçoar/retificar tais atos legais.

2. DESENVOLVIMENTO

Pelo fato do presente trabalho abordar uma análise pioneira, haja vista a recente publicação dos normativos que regulamentaram o tema, o estudo histórico e literário se baseou nas legislações de outros países, além de projetos de lei e legislações brasileiras.

Em Portugal, foi publicado o Decreto-Lei nº 11 em 6 de janeiro de 1990. Ele versa sobre a regulamentação geral e ampla de segurança das barragens no país. Já em 1993, ainda em Portugal, foi publicado um regulamento mais direcionado às pequenas barragens. Nos Estados Unidos, o tema começou a ser tratado e regulamentado desde 1920, no estado da Califórnia, mas foi estruturado anos depois com as agências federais, como o U.S. Army Corps of Engineers (USACE) e o Departamento de Interior. Durante o início do século XX, foram construídas muitas barragens e institucionalizadas diversas normas de segurança.

Os projetos de lei analisados serviram como arcabouço e

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estrutura para a elaboração da publicada Lei nº 12.334/2010, assim como a legislação estadual (Decreto nº 10.752/1977, São Paulo). Todos estes seguiam a metodologia de gestão continuada nas barragens e sugeriam auditorias regulares nas estruturas.

2.2 OBJETIVO

O objetivo deste trabalho é fazer um comparativo de como estava a gestão da Segurança de Barragens de mineração antes da promulgação da Lei nº 12.334/2010 e seus regulamentos com o cenário atual, após a implementação destes atos normativos legais. Tendo em vista que o marco temporal para poder executar o comparativo alvo do estudo em tela foi a partir de 21 de setembro de 2010, se analisou o banco de dados do DNPM das barragens de mineração antes da referida lei e seus regulamentos, e as informações colhidas após cinco anos de sua implementação. As informações alvo de comparação são semelhantes e permitem fazer um comparativo seguro e confiável.

A Política Nacional de Segurança de Barragens (PNSB)tem como instrumentos de aplicação (art. 6º): o sistema de classificação de barragens por categoria de risco e por dano potencial associado; o Plano de Segurança de Barragem (PSB); o Sistema Nacional de Informações sobre Segurança de Barragens (SNISB); o Sistema Nacional de Informações sobre o Meio Ambiente (Sinima); o Cadastro Técnico Federal de Atividades e Instrumentos de Defesa Ambiental; o Cadastro Técnico Federal de Atividades Potencialmente Poluidoras ou Utilizadoras de Recursos Ambientais, e o Relatório de Segurança de Barragens.

Um ponto importante da lei foi a delimitação de quais estruturas estariam ou não dentro da PNSB. Para que uma barragem esteja dentro da PNSB deve atender a Lei nº 12.334/2010 em plenitude. Ou seja, ela deve apresentar pelo menos uma das seguintes características:

a. Altura do maciço, contada do ponto mais baixo da fundação à crista, maior ou igual a 15 m (quinze metros);

b. Capacidade total do reservatório maior ou igual a 3.000.000m³ (três milhões de metros cúbicos);

c. Reservatório que contenha resíduos perigosos conforme normas técnicas aplicáveis;

d. Categoria de Dano Potencial Associado (DPA), médio ou alto, em termos econômicos, sociais, ambientais ou de perda de vidas humanas, conforme definido no art. 6o.

O PSB é um instrumento criado pela Lei nº 12.334/2010 com o intuido de maximizar a gestão da Segurança das Barragens. Ele contempla, ao menos, as informações gerais da barragem e do empreendedor, a documentação técnica

do empreendimento, os planos e procedimentos (operação, manutenção, inspeção, monitoramento e instrumentação), os registros e controles (operação, manutenção, inspeção, monitoramento, instrumentação, bem como os testes de equipamentos hidráulicos, elétricos, mecânicos e etc.), os relatórios de inspeção (regulares e especiais, caso haja), além da revisão periódica de segurança da barragem e o Plano de Ação de Emergência de Barragem de Mineração (PAEBM) - este quando exigido.

Para classificar uma barragem (nos termos da Resolução CNRH nº 143/2012), é necessário somar os itens do quadro de categorização de uma barragem para o quesito Risco Crítico (que contempla três itens, com 17 subitens), somar os subitens do Dano Potencial Associado (que contém um item com quatro subitens) e verificar suas pontuações de acordo com o range de pontos atingido. Deste modo, a barragem será catalogada em baixo, médio ou alto, tanto em relação a seu Dano Potencial Associado quanto ao seu Risco Crítico. Destes parâmetros, as barragens são classificadas em A, B, C, D ou E, de acordo com uma matriz Dano Potencial versus Risco Crítico. A matriz elaborada pelo DNPM e descrita na Portaria DNPM nº 416/2012 é explicitada na figura 01 a seguir.

FIGURA 1 – Classes das barragens de mineração de acordo com Portaria DNPM nº 416/2012. Fonte: Portaria DNPM nº 416/2012 – anexo I

Conforme o art. 4º da Resolução CNRH nº 143/2012, quanto à categoria de risco, as barragens serão classificadas de acordo com aspectos da própria barragem que possam influenciar na possibilidade de ocorrência de acidente. São levados em conta critérios como: características técnicas (englobando a altura do barramento, o comprimento do coroamento da barragem, o tipo de barragem quanto ao material de construção, o tipo de fundação da barragem, a idade da barragem, o tempo de recorrência da vazão de projeto do vertedouro); estado de conservação da barragem (abrangendo: confiabilidade das estruturas extravasoras; confiabilidade das estruturas de adução; eclusa; percolação; deformações e recalques; deterioração

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dos taludes); Plano de Segurança da Barragem (englobando: existência de documentação de projeto da barragem; estrutura organizacional e qualificação dos profissionais da equipe técnica de segurança da barragem; procedimentos de inspeções de segurança e de monitoramento; regra operacional dos dispositivos de descarga da barragem; relatórios de inspeção de segurança com análise e interpretação).

O Dano Potencial Associado de uma barragem, que é outro critério usado na citada resolução para a classificação de uma barragem, é o dano que pode ocorrer devido a eventual rompimento, vazamento, infiltração no solo ou mau funcionamento de uma barragem, independentemente da sua probabilidade de ocorrência, podendo ser graduado de acordo com as perdas de vidas humanas e impactos sociais, econômicos e ambientais. É um fator não tão gerenciável pelo empreendedor como o Risco Crítico, tendo em vista que o DPA é inerente a “o que está abaixo da barragem”. O Risco Crítico se refere a “como a barragem está sendo cuidada e gerida”. Para se classificar o DPA, é preciso levar em consideração o uso e a ocupação atual do solo.

Para o foco deste trabalho, a definição de barragens de mineração é a explicitada no artigo 2º da Portaria DNPM nº 416/2012: “barragens, barramentos, diques, reservatórios, cavas exauridas com barramentos construídos, associados às atividades desenvolvidas com base em direito minerário, utilizados para fins de contenção, acumulação ou decantação de rejeito de mineração ou descarga de sedimentos provenientes de atividades em mineração, com ou sem captação de água associada, compreendendo a estrutura do barramento e suas estruturas associadas”.

Neste trabalho se analisou o quadro de classificação referente ao Risco Crítico de modo a se comparar o “antes” e o “depois” da vigência da lei, suas resoluções e portarias. Tal metodologia foi aplicada tendo em vista que a barragem de mineração estará instalada próxima à unidade mineira, a qual está relacionada com a presença do minério e não com a conveniência de sua construção. Divergentemente das barragens de uso múltiplo e energia elétrica que podem ser construídas com maior flexibilidade, as barragens de mineração são construídas de acordo com a implantação deste complexo mineiro e a rigidez locacional da jazida. Por este fato, não se tem gerência sobre o que estará a jusante dessa estrutura. Portanto, não seria didático e prático analisar algo que não atenderia ao estudo proposto. A análise se ateve na gestão das estruturas estudadas para verificar se a gestão e a segurança das citadas barragens de mineração melhoraram ou pioraram após a entrada em vigor das referidas legislações.

2.2 RESULTADOS E DISCUSSÕES

Dentre as incumbências atribuídas aos empreendedores de barragens expressas na Portaria DNPM nº 416/2012 está a de cadastrar as barragens de mineração existentes, estejam elas em construção, operação ou em desativação. Para as Barragens de Mineração (BM) que não se enquadram na PNSB, a única obrigação a estes empreendedores imputada pela portaria supra, está a de cadastrar suas estruturas no DNPM.

De 2010, quando se obteve o primeiro diagnóstico das barragens geridas pelo DNPM, até maio de 2015, é possível constatar que houve significativo acréscimo delas no cadastro do órgão. Em 2010 existiam 243 BMs cadastradas no DNPM ante as 661 atualmente existentes no mesmo cadastro. Houve um acréscimo de 418 BMs tanto nas barragens inseridas na PNSB quanto nas barragens fora da citada política. Contudo, em 2012, ano da entrada em vigor da Portaria DNPM nº 416/2012 e já com dois anos em vigor da Lei nº 12.334/2010, é possível constatar um acréscimo da ordem de 10% no cadastro de 2012 para 2015 (de 594 para 661 BMs cadastradas), explicitando que o aumento não foi tão vertiginoso quanto de 2010 para 2012 (ver figura 02).

Não foi possível comparar as BMs inseridas na PNSB em 2010 com as de 2012 e 2015 pelo fato de que o cadastro do órgão àquela época não detinha as informações necessárias para poder saber se a citada estrutura está ou não na referida política.

FIGURA 2 – Barragens de Mineração cadastradas no DNPM nos anos de 2010, 2012 e 2015

Outro ponto notório na análise dos dados é que o estado de Minas Gerais continua tendo o maior quantitativo de BMs no País. Em 2010, representava 45% das barragens cadastradas. Em 2015, apresenta 48%, conforme figuras 03 e 04 a seguir.

SEGURANÇA DE BARRAGENS :: IMPACTOS DA REGULAMENTAÇÃO E IMPLANTAÇÃO DA POLÍTICA NACIONAL DE SEGURANÇA DE BARRAGENS NO SETOR MINERAL

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23REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

FIGURA 3 – Barragens de mineração cadastradas no DNPM subdivididas por estado (2010)

FIGURA 4 – Barragens de mineração cadastradas no DNPM subdivididas por estado (2015)

Para o comparativo sobre os itens de Risco Crítico e Dano Potencial Associado só foi possível executá-lo com o banco de dados de 2012 e 2015. O comparativo com o banco de dados de 2010 não foi possível pelo fato de a Resolução CNRH nº 143/2012, a qual definia os critérios e itens para a classificação das barragens, ter sido publicada em setembro de 2012, impossibilitando tal análise temporal. Contudo, foram analisados os bancos de dados de 2012 e de 2015.

Das 362 BMs inseridas na PNSB dentro do cadastro de 2012, 36 estavam com Risco Crítico alto, perfazendo 9,94% do total, e das 401 que se tem em 2015, 28 estão com RC alto, dando 7,1% do total. A redução é de cerca de 3%. Para Risco Crítico baixo, tivemos um aumento de 3% (85% frente 88%) ante um Risco Crítico médio que se manteve estatisticamente no mesmo patamar de 4,7%. Tais dados mostram que houve migração do Risco Crítico alto para o baixo, conforme demonstram os gráficos das figuras 05 e 06.

FIGURA 5 – Barragens de mineração classificadas por seu Risco Crítico (2012)

FIGURA 6 – Barragens de mineração classificadas por seu Risco Crítico (2015)

Outra análise realizada partiu da avaliação pontual de dez mineradoras detentoras de BMs que já estavam no cadastro em 2012 e 2015. Nelas foi verificada a evolução na gestão de segurança através do Risco Crítico destas estruturas temporalmente. Para verificar esta evolução ou involução, vistorias in loco em todas as citadas estruturas foram efetuadas.

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Das dez estruturas analisadas em 2012 e em 2015, ocorreu evolução na gestão da segurança em oito empreendimentos.Ou seja, o risco de colapsos ou problemas nestas estruturas foi minimizado em três anos. As duas estruturas que não tiveram evolução qualitativa, mantiveram suas posições (Risco Crítico baixo nas duas) pois já detinham em seu cotidiano a Segurança de Barragens como premissa. Estas citadas estruturas tiveram apenas que se adequar à legislação, substancialmente em sua forma: organização e apresentação de registros e documentos. A tabela 01 resume os dados coletados nas vistorias, representando o nome das barragens por letras, a fim de manter o sigilo dos empreendedores analisados.

2012 2015A médio baixoB baixo baixoC alto baixoD alto médioE médio baixoF médio baixoG alto baixoH baixo baixoI médio baixoJ alto médio

Risco CríticoBarragem de Mineração

Tabela 01 – Comparativo de dez barragens de mineração classificadas por seu Risco Crítico nos anos de 2012 e 2015

FIGURA 7 – Barragens de mineração classificadas por DPA (2012)

Analisando os gráficos referentes ao Dano Potencial Associado, é perceptível o que foi relatado antes: a análise por Dano Potencial Associado não nos permite uma clara conclusão da evolução ou involução da gestão da Segurança das Barragens. Isto ocorre pelo

fato de os dados que munem esse item (Dano Potencial Associado) serem independentes da citada gestão. A barragem está onde o minério está, independente do que está a jusante da estrutura. Do mesmo modo, o que está a jusante do barramento ali permanecerá. Dificilmente uma cidade ou infraestrutura será retirada pelo fato de existir uma barragem a montante dessas ocupações.

FIGURA 8 – Barragens de mineração classificadas por DPA (2015)

3. CONSIDERAÇÕES FINAIS

Depreende-se dos dados analisados e resultados apresentados que, notoriamente, a promulgação da Lei nº 12.334/2010, e consequentemente as resoluções do CNRH e as Portarias regulamentadoras do DNPM, promoveram aumento na qualidade da gestão das barragens de mineração. Dois anos após a promulgação da lei, o cadastro do DNPM cresceu 145%. E, após a entrada em vigor das portarias, houve acréscimo de 10% neste quantitativo. O cadastro do DNPM foi majorado mostrando que existiam estruturas que não estavam sendo gerenciadas pelo órgão.

Entretanto, o item mais importante alcançado com o estudo proposto foi o fato de que houve diminuição percentual do Risco Crítico das BMs. Ocorreu decréscimo percentual de 3% nas BMs classificadas com Risco Crítico alto, e consequentemente aumento percentual, também em 3%, das BMs classificadas em Risco Crítico baixo (figuras 05 e 06). A comprovação é oriunda da análise do banco de dados do órgão gestor da segurança das barragens de mineração. Da mesma forma, o estudo avaliou pontualmente dez BMs do cadastro de 2012 e 2015, onde o Risco Crítico destes foi diminuído, ou seja, houve migração de Risco Crítico alto para médio ou para baixo (tabela 01).

A regulamentação de um tema de tão grande magnitude e importância, tanto para os empreendedores quanto para os fiscalizadores e, especialmente, à sociedade civil, foi essencial. A

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entrada em vigor dos dispositivos legais trouxe à tona a necessidade de se ter parâmetros para a gestão e a segurança das barragens. Com essa homogeneização de procedimentos, a segurança das estruturas foi maximizada e a tendência é que a referida segurança seja sempre crescente, de modo a garantir harmonia entre os entes envolvidos em um ambiente sustentável. É certo que quem mais ganha com isso é a sociedade civil, pois o risco para a vida humana e para o meio ambiente são mitigados.

4. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

CNRH (2012). Resolução nº 143/2012. Seção 1 do D.O.U de 4 de setembro de 2012.CNRH (2012). Resolução nº 144/2012. Seção 1 do D.O.U de 4 de setembro de 2012.COMITÊ BRASILEIRO DE BARRAGENS. Guia básico de segurança de barragens.

São Paulo: CBDB, 2001. DNPM (2012). Portaria do Diretor Geral do DNPM nº 416/2012. Seção 1 do D.O.U

de 5 de setembro de 2012.DNPM (2013). Portaria do Diretor Geral do DNPM nº 526/2013. Seção 1 do D.O.U

de 11 de dezembro de 2013.MENESCAL, R. A.; VIEIRA, V. P. P. B.; OLIVEIRA, S. K. F. Terminologia para

análise de risco e segurança de barragens. In: MENESCAL, R. A. (coord.) A segurança de barragens e a gestão de recursos hídricos. Brasília: Ministério da Integração Nacional, 2005a. p. 31-49.

PALÁCIO DO PLANALTO (2010). Lei nº 12.334/2010. Seção 1 do D.O.U de 21 de setembro de 2010

PORTUGAL. Decreto-Lei n. 11, 06 jan. 1990. Regulamento de Segurança de Barragens. Lisboa: Ministério das Obras Públicas, Transportes e Comunicações, 1990. Diário da República, Série 1, n.5, 06 jan. 1990.

PORTUGAL. Decreto-Lei n. 409. Regulamento de Pequenas Barragens. Lisboa: Ministério das Obras Públicas, Transportes e Comunicações, 1993. Diário da República, 290/93 Série IA, 14 dez. 1993.

PORTUGAL. Decreto-Lei n. 344, 15 out. 2007. Regulamento de Segurança de Barragens. Lisboa: Ministério das Obras Públicas, Transportes e Comunicações, 2007. Diário da República, Série 1, n.198, 15 out. 2007.

Relatório de segurança de barragens 2011. Agência Nacional de Águas. Brasília: ANA. (2012).

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RODRIGO, D (2005). Regulatory Impact Analysis in OECD Countries. Challenges for Developing Countries, OECD, Paris.

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Luiz Paniago NevesGeólogo, mestre, especialista em Segurança de Barragens. Experiências profissionais: Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM); Especialista em Recursos Minerais; Coordenador de Fiscalização da Pesquisa Mineral; Gestor Segurança de Barragens de Mineração e Portarias DNPM nº 416/2012 e 526/2013. Atuou também na IBRAM-DF, Votorantim Metais e Jardim Botânico de Brasilia. Ministrou workshop Gestão de Segurança de Barragens de Mineração e Cursos de Gestão de Segurança de Barragens de Mineração.

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HIDROLOGIA

MODELO DE PREVISÃO DE CHEIAS DURANTE A CONSTRUÇÃO DA UHE SÃO ROQUE

RESUMO ABSTRACT

Anaximandro Steckling MULLER | Engenheiro Civil, M.Sc – Engevix Engenharia S.A.

Diego David BAPTISTA de Souza | Coordenador, M.Sc – Engevix Engenharia S.A.

Guilherme Piaie de Oliveira PALMA | Engenheiro Civil – Engevix Engenharia S.A.

Este trabalho apresenta o estudo de caso de implantação de um modelo chuva-vazão para previsão meteorológica durante a construção da Usina Hidrelétrica (UHE) São Roque, no rio Canoas, estado de Santa Catarina. O modelo foi elaborado com base na técnica de Redes Neurais Artificiais (RNA) e apresentou ótimos resultados. A previsão das vazões permitiu antecipar à obra com antecedência semanal os eventos de cheia, agregando maior segurança ao planejamento e construção.

This paper presents a case study of a rain-flow model for weather forecast during the construction of São Roque HPP, in Canoas River, Santa Catarina State. The model was based on artificial neural networks technique (NARX), and showed great results. The flow forecast has allowed anticipating to the site works the flood events in a weekly basis, adding greater security on the planning and construction.

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27REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

1. INTRODUÇÃO E OBJETIVOS

A construção de uma Usina Hidrelétrica (UHE) sempre lida com um risco associado a cada uma de suas etapas. É o chamado risco hidrológico. Como as

estruturas componentes da usina são construídas no leito do rio e em suas proximidades, elas devem estar protegidas em caso de ocorrência das cheias naturais do rio.

A proteção dada às estruturas é definida em função de um risco hidrológico associado, diante do tipo de estrutura, do custo da proteção, e do impacto que viria a ser causado em caso de inundação e/ou ruptura. Também pode ser definida com estudo de mínimo impacto global através do valor esperado do risco.

Assim, mesmo contando com obras de proteção como ensecadeiras e/ou septos, as estruturas de uma usina hidrelétrica estão sujeitas a galgamentos, rupturas e/ou inundações - na medida do critério do risco hidrológico adotado e/ou calculado -, que podem causar prejuízos financeiros ou de cronograma. No pior cenário podem causar ainda mortes de seres humanos.

Torna-se essencial fornecer à equipe de construção da usina uma previsão confiável da probabilidade de ocorrência de eventos de cheia superiores aos previstos nos critérios de projeto, com antecedência suficiente que permita a rápida adaptação da obra, de maneira a evitar e/ou minimizar os prejuízos.

Este artigo apresenta o sistema de previsão de cheias adotado para a construção da UHE São Roque. O sistema se baseia na aplicação de um modelo chuva-vazão desenvolvido através do método das Redes Neurais Artificiais (RNA), calibrado com dados das estações pluviométricas e fluviométricas na região do empreendimento. O artigo apresenta também exemplo da aplicação deste sistema para eventos reais de cheia ocorridos durante a construção da usina.

2. A USINA HIDRELÉTRICA SÃO ROQUE

A Usina Hidrelétrica São Roque está em construção no rio Canoas, em Santa Catarina, entre os municípios de Vargem e São José do Cerrito. A concessionária da usina é a São Roque

Energética S/A. A construção está sendo realizada em regime Engineering, Construction and Procurement (EPC) pela Engevix Construções S/A, e o projeto executivo está sendo desenvolvido pela Engevix Engenharia S/A.

A UHE São Roque possui um reservatório de acumulação com volume útil de 459 hm³, com deplecionamento de 14 m. A barragem é em Concreto Compactado com Rolo (CCR) com fechamento nas ombreiras em enrocamento com núcleo. A altura máxima da barragem é de 60 m. O vertedouro é de soleira livre, com 390 m de comprimento e capacidade para passagem da cheia QMP de 12.928 m³/s, sendo um dos maiores vertedouros de soleira livre do Brasil em termos de vazão de projeto. A potência instalada da usina é de 141,9 MW, dividida em três máquinas Francis.

A Figura 1 apresenta o arranjo geral do empreendimento.

FIGURA 1 – Arranjo geral do empreendimento

FIGURA 2 - Desvio de 1ª etapa UHE São Roque - modelo 3d

Para a construção da usina, foram planejadas duas fases de desvio do rio. Na primeira fase, o rio Canoas foi estrangulado através de uma ensecadeira longitudinal (ensecadeira de 1ª fase). No recinto ensecado foram construídas as adufas de desvio e parte do barramento e vertedouro. A Figura 2 apresenta a 1ª etapa de desvio.

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HIDROLOGIA :: MODELO DE PREVISÃO DE CHEIAS DURANTE A CONSTRUÇÃO DA UHE SÃO ROQUE

Na 2ª fase de desvio, as águas do rio Canoas foram direcionadas para as adufas de desvio através de duas ensecadeiras transversais ao rio (ensecadeiras de 2ª fase).

A Figura 3 apresenta a 2º etapa de desvio. O critério de projeto para o risco hidrológico foi de uma cheia com tempo de recorrência de dez anos.

De maneira a dar suporte ao planejamento da obra, principalmente durante a 2ª etapa de desvio, o projeto de engenharia elaborou um sistema de previsão de cheias, através da criação de um modelo chuva-vazão que, com base nas previsões meteorológicas de precipitação dos órgãos oficiais, indica para a obra as previsões de cheia. Assim, possibilita que a obra se adeque ao evento com a antecedência necessária.

3. O MODELO CHUVA X VAZÃO

A modelagem chuva-vazão da UHE São Roque teve como objetivo a previsão de vazões para a construção em um horizonte de até uma semana. Para isto foi selecionada a técnica das Redes Neurais Artificiais.

FIGURA 3 – Desvio de 2ª etapa UHE São Roque – modelo 3d

FIGURA 4 – Rede NARX com três neurônios ocultos

Para a calibragem das vazões foram utilizados dados disponíveis de precipitação e vazão. Para a modelagem foi usada uma rede neural artificial auto-regressiva não linear com entrada exógena (NARX), que tem sua arquitetura típica apresentada na Figura 4 [1].

As redes neurais do tipo NARX permitem a previsão de eventos utilizando dados dependentes (Y) calculados com a própria rede no horizonte em que se deseja, sendo esta uma variação das redes neurais recorrentes [1].

3.1. DADOS DE CALIBRAÇÃO

Para que se obtenha um modelo capaz de realizar uma boa generalização é necessário possuir uma grande quantidade de dados de qualidade. Para isto foi utilizada a rede de monitoramento

hidrológico da Agência Nacional de Águas (ANA) disponível em http://mapas-hidro.ana.gov.br/.[3].

A rede de monitoramento hidrológico da ANA, na bacia do rio Canoas, conta com cinco estações telemétricas de precipitação com atualização a cada 15 minutos: Encruzilhada II, Passo Marombas, Ponte Alta do Sul, Rio Bonito e Vila Canoas. Na bacia há também a estação telemétrica da UHE Garibaldi (que fica logo a jusante da UHE São Roque) e seus dados de vazão são atualizados a cada hora.

Para a calibração do modelo foi utilizada a precipitação média na bacia calculada com o método de Thiessen para as estações telemétricas. As vazões da UHE Garibaldi foram corrigidas para a UHE São Roque com a relação das áreas de drenagem entre elas. Foram usados os dados de 23/06/2013 até 30/08/2015.

3.2. ARQUITETURA E CALIBRAÇÃO DA NARX

Para a implementação da rede NARX foi utilizado o MATLAB [2]. O estabelecimento da arquitetura da rede foi feito de maneira interativa. Buscou-se minimizar o erro das previsões. A arquitetura que melhor atendeu a este critério foi a com os dados de precipitação e vazão de três períodos antecedentes, e com dez neurônios na camada oculta e um neurônio na camada de saída. Na Figura 5 é apresentado o esquema da arquitetura determinada.

Para a calibração, os dados foram divididos em 70% para calibração, 15% validação e 15% teste. Para o ajuste dos pesos foi utilizado o algoritmo Levenbergb - Marquardt backpropagation. Na Figura 6 são apresentados os resultados do treinamento da rede NARX.

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29REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

FIGURA 5 – Arquitetura rede NARX para a calibração

FIGURA 6 – Resultado da calibração

FIGURA 7 – Arquitetura rede NARX para a aplicação

O processo de calibração da rede obteve o melhor resultado para a 5ª época de ajuste dos pesos, apresentando um R² de 0,98. Para a validação e teste da calibração os R² foram, respectivamente, 0,95 e 0,98.

Após calibração, validação e teste, a arquitetura da rede é modificada para aplicação na previsão em um horizonte de mais de um dia. Para estas situações, os valores de vazão são os calculados pela própria rede. Na Figura 7 é apresentada a arquitetura modificada.

4. APLICAÇÃO

O procedimento em aplicação consiste em semanalmente encaminhar para a obra a previsão de vazões e níveis do rio Canoas na região do empreendimento. Essa previsão é acompanhada diariamente e a cada mudança significativa nas previsões hidro-

meteorológicas são revisados os resultados e comunicados à obra. As etapas de aplicação do monitoramento são descritas a seguir.

4.1. PREVISÃO DE PRECIPITAÇÃO

A previsão dos dados de precipitação é obtida a partir do site do Centro de Informações de Recursos Ambientais e de Hidrometeo-rologia de Santa Catarina (CIRAM), no endereço http://ciram.epagri.sc.gov.br/. [4]. Para cada uma das 17 cidades estações na bacia do rio Canoas contribuintes para a UHE São Roque se determina a previsão

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de precipitação média na bacia com o método de Thiessen.Os dados de previsão de precipitação são coletados com

o horizonte de sete dias no início de cada semana, e vão sendo gradativamente atualizados ao longo deste período. As previsões podem ser drasticamente alteradas, sendo este o fator limitante da precisão do modelo.

4.2. PREVISÃO DE VAZÕES

Com a vazão anterior obtida a partir do Sistema de Monitoramento Hidrológico da ANA e com a previsão de precipitações médias na bacia, os cálculos são efetuados com o modelo chuva-vazão. Determinam-se, então, as previsões de vazões na região da UHE São Roque. Na Figura 8 são apresentados os resultados da aplicação do modelo para o mês de setembro com a precipitação aferida.

FIGURA 8 – Aplicação do modelo chuva x vazão

FIGURA 9 – Construção barragem CCR em patamares

FIGURA 10 – Ensecadeira provisória de jusante

4.3. AVALIAÇÃO DE NÍVEIS

Após determinar a previsão de vazões na UHE São Roque, os níveis de água na região são avaliados tendo por base as curvas-chave zde cada etapa de desvio. Tomando esses níveis como parâmetros é possível verificar a suscetibilidade de galgamentos das ensecadeiras existentes e o comportamento dos níveis a montante e jusante do empreendimento. Para o caso de galgamento da barragem CCR são consideradas as elevações da barragem atualizadas semanalmente pela obra. A partir desta análise é realizada a comunicação ao empreendedor e à equipe de obra para que os mesmos tomem as devidas providências caso haja indícios de galgamento.

4.4. ADOÇÃO DE MEDIDAS MITIGADORAS

O acompanhamento frequente dos eventos de cheia e a previsão de vazão colaboraram para a segurança da obra durante a 2ª etapa do desvio, permitindo mitigar os prejuízos causados por eventuais eventos de cheia.

No caso da UHE São Roque podemos citar algumas medidas tomadas pela construção para enfrentar os eventos de cheia.

a. Execução do CCR de 2ª etapa em patamares

A adoção de um planejamento da execução do CCR em diversos patamares possibilita que, no caso de ocorrência de algum evento de galgamento, a produção não seja interrompida, uma vez que existem blocos em elevações acima do nível da água do evento de cheia. Os acessos da obra para a barragem foram também otimizados de maneira a permitir este trabalho com a barragem CCR em diferentes níveis. A Figura 9 ilustra a execução do CCR 2ª etapa com a adoção de patamares.

b. Execução da ensecadeira de jusante para acesso

Para permitir a continuidade na execução do CCR no caso de galgamentos foi executada uma ensecadeira provisória de jusante

para promover o acesso dos equipamentos. A Figura 10 ilustra a ensecadeira executada.

c. Retirada de equipamentos de injeção da laje de montante

Com o monitoramento dos níveis da água e a previsão de vazões é possível realizar a retirada dos equipamentos e materiais utilizados na execução das injeções da laje de montante do CCR com a adequada antecedência.

HIDROLOGIA :: MODELO DE PREVISÃO DE CHEIAS DURANTE A CONSTRUÇÃO DA UHE SÃO ROQUE

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31REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

FIGURA 11 – Galgamento CCR 27/09/2015

FIGURA 12 – Galgamento CCR 27/09/2015

4.5. EVENTO DE CHEIA 26/09/15 A 30/09/15

No dia 24/09/15, tendo por base as previsões de precipitação, foi enviado para a obra um alerta de evento de cheia para o período de 26/09/15 – 30/09/15. As estimativas indicavam que as vazões afluentes na UHE São Roque causariam galgamento dos blocos do CCR na margem esquerda provocando uma sobrelevação do N.A a montante na cota 721,0 m.

Conforme pode ser observado nas Figuras 11 e 12, o evento previsto ocorreu e provocou o galgamento dos blocos de CCR em uma sobrelevação na cota 720,97 m.

5. CONCLUSÕES

O presente trabalho apresentou a sistemática de previsão meteorológica desenvolvida para fornecer subsídio à construção da UHE São Roque.

Para tanto foi desenvolvido um modelo chuva x vazão baseado na técnica de Redes Neurais Artificiais. O modelo foi calibrado com dados de chuva das estações pluviométricas telemétricas disponíveis na bacia do empreendimento. Também foram usados dados de vazão determinados através das réguas instaladas no empreendimento e medidos na estação fluviométrica da UHE Garibaldi, localizada imediatamente a jusante da UHE São Roque.

O modelo apresentou resultados excelentes no processo de calibração na previsão de vazões, fornecendo para a construção previsões consistentes das cheias com antecedência semanal.

O trabalho apresentou, ao final, o relato do evento de cheia do término de setembro de 2015, o que ocasionou o galgamento do trecho rebaixado da barragem CCR. A previsão confiável desta cheia permitiu à obra planejar antecipadamente as ações a serem tomadas, como, por exemplo, a retirada de equipamentos e pessoal. Assim, garantiram a segurança de todos durante o evento. A medida permitiu ainda a retomada rápida das atividades.

6. PALAVRAS-CHAVE

Modelo chuva x vazão, hidrologia, redes neurais, previsão meteorológica, UHE São Roque.

7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] HAYKIN, S. (1994) “Neural Networks – A Comprehensive Foundation”, New York: Macmillan College Publishing Company;

[2] MATLAB (2015) “Neural Network Toolbox Documentation”. Disponível em: <http://www.mathworks.com/access/helpdesk/help/toolbox/nnet.shtml?BB=1> Acesso em julho. 2015.

[3] Rede de monitoramento hidrológico da agencia nacional de águas (ANA). Disponível em:<http://mapas-hidro.ana.gov.br> Acesso de Julho a Setembro 2015.

[4] Centro de Informações de Recursos Ambientais e de Hidrometeorologia de Santa Catarina (CIRAM) Disponível em:< http://ciram.epagri.sc.gov.br> Acesso de Julho a Setembro 2015.

Diego David Baptista de SouzaEngenheiro Civil pela Universidade Federal do Paraná com mais de 15 anos de experiência em projetos de energia, usinas hidrelétricas e recursos hídricos. Mestre em Engenharia de Recursos Hídricos e Ambiental pela mesma instituição. MBA em Gerenciamento de Projetos, MBA em Gestão Empresarial e MBA do setor elétrico, todos pela Fundação Getúlio Vargas. Atua na Engevix Engenharia como Project Manager de Contratos e Propostas. É coordenador da área de Hidráulica e do departamento de Projetos Civis. Professor de Hidráulica no curso de Engenharia Civil das Universidades Estácio. Possui certificado Project Manager Professional.

Anaximandro Steckling MullerGraduado em 2007 em Engenharia Civil pela Universidade Estadual de Santa Catarina. Mestre em 2011 em Engenharia Hidráulica e Sanitária pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo. MBA em Gerenciamento de Projetos pela Fundação Getúlio Vargas. Possui oito anos de experiência em projetos hidráulicos com principal foco em usinas hidrelétricas. Exerce função de Engenheiro e coordena projetos na empresa Engevix Engenharia S.A. no departamento de Hidráulica e Hidrologia.

Guilherme Piaie de Oliveira PalmaGraduado em 2014 em Engenharia Civil pela Universidade Federal de Santa Catarina. Exerce função de Engenheiro na empresa Engevix Engenharia S.A. atuando no departamento de Hidráulica e Hidrologia.

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ENERGIA

ASPECTOS ECONÔMICOS, TÉCNICOS E GESTÃO DE RISCOS NA IMPLANTAÇÃO DE EMPREENDIMENTOS – UMA VISÃO DE ACIONISTACleber José de CARVALHO | Cia Energética de Minas Gerais S.A.

Flávio Dutra DOEHLER | Cia Energética de Minas Gerais S.A.

Octávio Viggiano Barbosa Nascimento de SOUZA | Aliança Geração de Energia S.A.

RESUMO ABSTRACT

A gestão do Grupo Cemig, hoje com 200 empresas, requer atendimento a preceitos de sua estratégia. No caso de projetos de geração de energia, são adotados modelos de gestão de participação, mesmo quando não há controle societário. Este trabalho apresenta o gerenciamento de um megaprojeto de Usina Hidrelétrica, por meio do monitoramento e análise financeiros, de engenharia e de meio ambiente, na visão do acionista. Uma equipe de analistas técnicos, apoiada por áreas especializadas da Cemig, avalia sistematicamente as informações da Sociedade de Propósito Específico (SPE). Após compara-as com o previsto no seu Plano de Negócios da participação para buscar soluções de problemas em comitês da SPE. É uma verdadeira ferramenta de gestão de projetos inserida na governança corporativa, visando à preservação da qualidade Cemig.

The head of the Cemig Group, today holding 200 companies, requires adherence to precepts of their strategy. For projects of power generation, management models of participation, even when there is corporate control are adopted. This paper presents the management of a hydroelectric megaproject, by monitoring and analyzing financy, engineering and environmental aspects under the shareholder point of vew. A staff of technical analysts, supported by specialized areas of Cemig, systematically evaluates the informations provided by the SPC, comparing them with the the original Cemig participation in the business plan, to seek solutions for questions coming from the SPC committees. It is a real project management tool inserted in the SPC corporate governance in order to preserve the Cemig standard of quality.

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33REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

1. INTRODUÇÃO

A implantação de empreendimentos de geração deve ser acompanhada pelo empreendedor acionista, considerando variáveis do projeto, tais como o seu

porte e o montante a ser investido, dentre outras. O modelo de gestão adotado no escopo desse trabalho visa atender à necessidade dos acionistas ativos, ou seja, aqueles que buscam influenciar positivamente na implantação do projeto. O resultado esperado de sua operação deve ser a elevação da capacidade dos tomadores de decisão do trabalho. Isto ocorre com o subsídio técnico e estratégico na seleção de alternativas viáveis acerca do empreendimento, trazendo assim uma efetiva vantagem competitiva para a preservação da taxa de retorno do projeto e a prevenção do conflito de agência.

As informações para subsidiar o investidor que irá realizar o acompanhamento podem ser apresentadas por meio de relatórios de avanço físico e financeiro do empreendimento, fornecido pelo agente responsável pela implantação.

É importante que essas informações sejam verificadas por profissionais capacitados para atestar o avanço no campo e monitorar a qualidade das entregas, bem como a identificação de riscos técnicos e não técnicos que podem impactar o empreendimento. Os impactos podem ser positivos ou negativos. Oportunidades pertencem ao primeiro grupo. Já as ameaças são características da segunda opção e podem alterar significativamente a qualidade, os custos e os prazos.

A proposta do trabalho é customizar o controle, alinhado com os anseios das principais partes interessadas no empreendimento.

2. CARACTERIZAÇÃO DO EMPREENDIMENTO – AMAZÔNIA ENERGIA

2.1. CASO DA PARTICIPAÇÃO DA AMAZÔNIA NO

EMPREENDIMENTO

A Amazônia Energia, empresa que tem parte da Cemig Geração e Transmissão e da Light Serviços de Eletricidade, iniciou sua participação na Usina Hidrelétrica (UHE) Belo Monte em outubro de 2011, com a aquisição do percentual de 9,77% do empreendimento. A partir dessa data, a empresa tomou a decisão de realizar o acompanhamento da implantação por meio de um modelo de gestão de uma forma prática. A medida tinha o foco no ciclo completo do investimento, desde a implantação até a operação e a manutenção.

2.2. O EMPREENDIMENTO

O empreendimento prevê a construção em quatro sítios: Pimental, Belo Monte, Canal de Derivação e Diques. O sítio Pimental consiste em uma barragem no rio Xingu, no estado do Pará, com uma casa de força complementar e um vertedouro, localizados cerca de 40 km a jusante da cidade de Altamira. Este complexo forma o reservatório principal.

A partir desse reservatório, a água será desviada pelo Canal de Derivação, com 20 km de extensão, para formar o reservatório intermediário, na região denominada Volta Grande do Xingu.

O reservatório intermediário será formado com a construção de 28 diques e três barragens. A área total dos dois reservatórios será de 478 km², dividida entre os municípios de Vitória do Xingu (248 km²), Brasil Novo (0,5 km²) e Altamira (267 km²), sendo 359 km² do reservatório principal situado no rio Xingu e 119 km² no reservatório intermediário formado fora da calha do rio Xingu.

O vertedouro terá 18 comportas de 20 m x 22,3 m, com capacidade máxima de vazão de 62.000 m³/s. Será construído adjacente à barragem um sistema de transposição de peixes.

A usina terá duas casas de força. A casa de força principal será construída no sítio Belo Monte e terá 18 turbinas tipo Francis, com potência instalada total de 11 mil MW, vazão máxima de engolimento de 13.950 m³/s e queda líquida de 87 m. A casa de força complementar será construída no sítio Pimental e terá seis turbinas Kaplan de eixo horizontal, com potência total instalada de 233,1 MW, queda líquida de 11,4 m e vazão máxima turbinada de 2.268 m³/s.

Foi estabelecido um hidrograma para garantir um nível mínimo da água no trecho de vazão reduzida, variável ao longo do ano, a fim de assegurar a navegabilidade do rio e as condições satisfatórias para a vida aquática.

3. CARACTERIZAÇÃO DO EMPREENDEDOR

O porte do empreendimento, a região na qual ele está inserido e os tipos de sócios ou acionistas participantes, em geral, são informações que indicam o nível de controle que deverá ser aplicado, alinhado com a governança das respectivas empresas.

3.1. PARTES INTERESSADAS

Destacam-se entre as partes interessadas no projeto: acionista, empregados do agente responsável pela implantação ou SPE, agente

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construtor e agente financiador. O modelo de gestão foi elaborado com o foco do acionista.

3.1.1. ACIONISTA

O acionista que detém parte do capital da empresa, seja majoritário ou minoritário, tem interesse no sucesso do empreendimento. Portanto, deve considerar necessário acompanhar a implantação e a operação, considerando todos os riscos inerentes. Geralmente, o acionista majoritário participa da gestão da SPE e deve atender aos requisitos legais e de governança da empresa.

3.1.2. SOCIEDADE DE PROPÓSITO ESPECÍFICO (SPE)

A SPE é a empresa criada para implantação e exploração do empreendimento. Ela deve elaborar um sistema abrangente de controle e apresentação dos resultados, sobretudo daqueles mais relevantes para o sucesso da implantação e que estão vinculados à qualidade, custo e prazo. O avanço físico frente ao desembolso realizado possibilita uma avaliação mensal do andamento do empreendimento. A maioria das informações é oriunda das empresas contratadas para realização dos serviços, seja qual for a modalidade de contratação. Portanto, é necessário que a SPE tenha equipe capacitada para atestar no campo se o avanço físico informado nos relatórios de acompanhamento e nos boletins de medição está de acordo com o contrato e seus anexos e com o desembolso realizado.

Em geral, a SPE utiliza empresas contratadas para complementar o serviço, que é um dos mais relevantes tanto do ponto de vista técnico quanto sob a ótica do custo da “engenharia do proprietário”. A grande missão da SPE na fase de implantação é realizar as entregas previstas nos contratos de concessão e seus anexos rigorosamente dentro do prazo.

3.1.3. AGENTE FINANCIADOR

Os grandes empreendimentos, em geral, têm uma instituição financiadora que participa do negócio com a liberação dos recursos financeiros aprovados na fase de formatação do projeto. Essas instituições liberam o financiamento da obra e dos fornecimentos, em parcelas, de acordo com o andamento do empreendimento. Portanto, o controle da evolução dos cronogramas físico e financeiro, bem como o controle de qualidade, são fatores importantes e devem ser considerados no processo.

3.1.4. AGENTE CONSTRUTOR

É a empresa responsável pela construção do empreendimento e seus subcontratados.

3.2. GOVERNANÇA

O objetivo principal da governança é garantir ou recuperar a confiabilidade da empresa por meio de mecanismos de monitoramento para assegurar que o comportamento dos gestores esteja sempre alinhado com o interesse dos acionistas. Dentre as várias características da governança, destaque para os seguintes aspectos: transparência, responsabilidade, orientação por consenso e aferição dos resultados esperados.

3.2.1. CONFLITO DE AGÊNCIA

A relação de agência tem sua origem na separação entre propriedade e gestão. Como consequência desse rompimento, surgiu a necessidade de se delegar ao subordinado, o agente, a realização de tarefas ou decisões conforme os objetivos de quem delega: o principal acionista [1].

Entretanto, o agente contratado para maximizar o retorno financeiro do acionista não deixaria de ter e perseguir seus próprios interesses. Assim sendo, quando estabelecida a relação de agência, as decisões realizadas no âmbito da empresa tendem a ser conflituosas e ocorre frequentemente um choque entre o que as partes entendem ser o melhor.

Haverá dias em que as decisões maximizam o retorno para o acionista e datas em que as definições maximizam os interesses dos gestores executivos.

Para que os interesses das duas partes não entrem em conflito, é preciso adotar ações preventivas. Podemos observar pelo menos quatro pontos da gestão em que o conflito de agência vem de encontro aos objetivos dos acionistas: gestão focada no curto prazo, autobeneficiamento, diretrizes impactantes não consensadas e agenda positiva.

No plano estratégico, os gestores podem preferir movimentos mais defensivos, não optando por cartadas de maior risco, que, se bem gerenciadas, poderiam resultar em maior retorno para o acionista. Dessa forma, os gestores ficam mais protegidos contra demissões por resultados não alcançados.

Por consequência, ações que atendem mais aos interesses dos gestores podem ser realizadas em detrimento dos interesses do acionista, deixando de alcançar os melhores resultados.

ENERGIA :: ASPECTOS ECONÔMICOS, TÉCNICOS E GESTÃO DE RISCOS NA IMPLANTAÇÃO DE EMPREENDIMENTOS – UMA VISÃO DE ACIONISTA

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4. MODELO DE GESTÃO NA VISÃO DO ACIONISTA

O modelo de gestão, Figura 1, elaborado para atender a necessidade do acionista ativo (aquele que participa ativamente do acompanhamento da implantação do empreendimento), tem o objetivo de prevenir sobre o conflito de agência, gerenciando os riscos e analisando a sensibilidade dos impactos no empreendimento.

Como resultado, o modelo de gestão deve fornecer ao acionista, de forma antecipada, os impactos relevantes e a estruturação de soluções tempestivas. Ele deve fornecer ainda o monitoramento da coerência entre os avanços físicos e financeiros, alertando o acionista para os principais riscos e oportunidades. Além disso, deve estar atento às variações de premissas estabelecidas na origem do plano de negócio, utilizando, quando necessário, o corpo técnico disponível para otimização dos resultados do negócio.

FIGURA 1 – Resumo do modelo de gestão

Os dados obtidos por meio de relatórios de acompanhamento elaborados pelo agente responsável pela construção e seus contratados são analisados e complementados com visitas ao campo. O objetivo dessa análise é fornecer aos acionistas informações que possam subsidiá-los na tomada de decisões sobre o empreendimento em quatro áreas de análise:

• Performance econômica-financeira;• Performance física-financeira,• Riscos;• Taxa Interna de Retorno (TIR).

Para atender à expectativa da principal parte interessada aqui considerada, o acionista, é necessário elevar a sua capacidade de tomar decisões sobre o empreendimento. A SPE, em geral, informa o ocorrido por meio de relatórios técnicos e administrativos. Essas informações são analisadas e um relatório é emitido com os registros das impressões e alertas da equipe técnica para o acionista.

As informações com potencial de maior impacto para o empreendimento são analisadas por meio de ferramentas adequadas visando ao esclarecimento do acionista. Ele deve saber os motivos do que está acontecendo, qual a tendência em curto e médio prazos, e quais ações poderiam ser tomadas para mitigação.

O objetivo, portanto, é municiar o acionista com informações sobre os riscos e oportunidades, considerando os aspectos técnicos e econômicos para auxiliá-lo na tomada de decisão.

O modelo de gestão coleta as informações necessárias junto à SPE (relatórios técnicos e informações originadas de visitas ao campo), e realiza a consolidação dessas informações para a emissão

de relatório com registros das impressões e alertas da equipe técnica para o acionista.

5. DEFINIÇÃO DA METODOLOGIA E RECURSOS

5.1. METODOLOGIA

A metodologia aplicada tem como base as melhores práticas do Project Management Institute (PMI) e do Independent Project Analysis (IPA). É importante que a SPE e seus contratados tenham a cultura da gestão de projetos

para facilitar o controle do acionista. Caso não exista essa cultura implantada, a estrutura elaborada possibilita preencher essa lacuna.

A Front-End Loading (FEL) [2], desenvolvida pelo IPA, é uma metodologia que objetiva a definição detalhada, sequencial e contínua de um projeto com a finalidade de minimizar as ameaças e maximizar a confiança dos acionistas na obtenção do sucesso. Torna-se, dessa maneira, um instrumento eficaz para dar suporte à decisão executiva na medida em que confere previsibilidade, responsabilidade, transparência e competitividade aos empreendimentos. A metodologia FEL cria condições para que

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os projetos sejam executados otimizando prazo e custo, com maior segurança e confiabilidade operacional.

O PMBOK [3] é um guia de boas práticas em gestão de projetos elaborado pelo PMI. Esse guia apresenta as boas práticas para estruturação de processos e ferramentas que podem ser utilizadas de acordo com a necessidade de cada projeto, sendo, portanto, bastante flexível e aplicável a todos empreendimentos.

5.2. RECURSOS

5.2.1. EQUIPE

Os recursos necessários para implantação da metodologia de acompanhamento considera uma estrutura organizacional apresentada na Figura 2. As equipes de especialistas são ajustadas de acordo com o empreendimento.

FIGURA 2 – Estrutura organizacional para o modelo

5.2.2. FERRAMENTAS

5.2.2.1 OFFICE 365

Foram adotados o Microsoft SharePoint On-line que possibilita a criação e o gerenciamento de sites customizados para o empreendimento e para a equipe, e o Microsoft Office 365 para melhorar a segurança dos acessos e a possibilidade de compartilhar e editar documentos em tempo real com outros usuários, bem como sincronizar documentos com a sua estação de trabalho e arquivar na nuvem.

A escolha do Office 365 levou em conta a facilidade de operação do programa. Não é necessário ter conhecimento avançado de Tecnologia da Informação (TI) para usá-lo. Qualquer usuário com conhecimento básico pode configurar e usar seus recursos.

A análise de risco é realizada com o software @RISK [4]. Cada risco mapeado tem o seu impacto no custo (CAPEX) e no prazo (cronograma) identificado em três cenários: pessimista, mais provável e otimista. O software, por meio da simulação de Monte Carlo, realiza diversas interações entre os dados e fornece como saída as distribuições probabilísticas de variação do CAPEX e da data de entrada em operação.

5.2.2.2 PLANO DE NEGÓCIO

Consiste em uma planilha de dados estruturada para possibilitar o acompanhamento do empreendimento. Ela considera que as premissas utilizadas no início da implantação sofrem alterações na medida em que o empreendimento avança e podem afetar o resultado. Sendo assim, afeta o Valor Líquido Presente (VPL) e a Taxa Interna de Retorno (TIR), indicadores disponibilizados online pela metodologia proposta no trabalho. É importante ressaltar a necessidade do

acionista de calcular os seus indicadores visto que o cálculo realizado pela SPE não considera o custo de capital próprio. Portanto, o empreendimento tem rentabilidades distintas na visão da SPE e na visão do acionista.

6. ASPECTOS DE CONTROLE

Os aspectos de controle consideram as nove áreas do conhecimento do PMBOK mais o plano de negócio. Os itens escopo, tempo, custo, qualidade, recursos humanos, comunicação, risco, aquisição e integração são analisados em ciclos do PDCA.

6.1. ESCOPO

O controle do escopo na visão do acionista está focado no avanço físico do empreendimento. A Figura 3 considera, portanto, que toda infraestrutura necessária para a construção está sendo realizada e não entrará no controle.

6.2. TEMPO

O acompanhamento do cronograma averigua a entrada em operação de cada unidade geradora nas datas contratuais. A partir do cronograma da SPE são selecionadas as macroatividades para elaborar um novo cronograma na visão do acionista, no qual é visualizado o empreendimento numa quantidade reduzida de atividades.

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37REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

FIGURA 3 – Avanço físico-financeiro

6.3. CUSTO

A análise de custo deve buscar atender às premissas estabelecidas no plano de negócio considerando a implantação e a operação. Entretanto, variações no prazo de implantação, na qualidade e no custo da operação impactam significativamente o retorno para o acionista. A visão de curto prazo frequentemente exercida pelo agente responsável pela implantação tende a não considerar essas variáveis no longo prazo.

6.4. QUALIDADE

A avaliação da qualidade da implantação deve ser realizada pelas equipes técnicas com o objetivo de garantir a segurança operacional de acordo com o órgão regulador e evitar impactos no prazo e no custo.

6.5. RECURSOS HUMANOS

A avaliação dos indicadores de saúde e segurança do trabalho deve ser realizada pela SPE de forma especial porque impacta diretamente na imagem da empresa.

6.6. COMUNICAÇÃO

O plano de comunicação contém as informações necessárias ao acompanhamento do projeto. Essas informações são disponibilizadas tempestivamente ao acionista por meio do site. Os documentos técnicos e contratuais, as atas de reuniões do

conselho de administração e dos comitês técnicos, disponibilizados pelo agente responsável pela implantação, são analisados para emissão do relatório mensal.

6.7. RISCO

As análises de risco são realizadas considerando as premissas vigentes no plano de negócio. Os riscos são identificados, qualificados, quantificados e acompanhados.

6.8. AQUISIÇÃO

O acompanhamento da aquisição de materiais e serviços deve ser realizado considerando o alinhamento, prioritariamente, com as aquisições que impactam a qualidade, o custo e o prazo de implantação do empreendimento.

6.9. INTEGRAÇÃO

A integração das áreas que participam da implantação do empreendimento é realizada por meio do site. Lá as informações estão disponibilizadas aos técnicos e ao acionista.

6.10. PLANO DE NEGÓCIO

À medida que o empreendimento avança, as premissas podem ser confirmadas ou alteradas em função de cenários econômicos e alterações de projeto necessárias e relevantes. Assim sendo, a TIR é calculada e os impactos avaliados.

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7. ANÁLISE TÉCNICA

A análise tem a finalidade de atender a necessidade do acionista de monitorar a TIR, bem como orientá-lo para se posicionar junto ao conselho de administração da SPE.

A primeira análise tem um foco de retrovisão, ou seja, avaliação física e financeira do realizado, comparando-as com o estabelecido nas premissas do plano de negócio na sua origem. A segunda análise tem um foco de avaliar a tendência nos meses seguintes, tendo como base o realizado. A terceira avaliação tem um foco de antevisão, ou seja, inclui a análise da variação das premissas estabelecidas no plano de negócios.

O painel apresentado na Figura 4 lista todos os riscos identificados. Assim é possível realizar a seleção de um ou mais riscos. Como resultado aparece a variação do CAPEX e a definição da data de início de operação.

FIGURA 4 – Gestão de riscos - Painel de cenários

8. AFERIÇÃO DA TIR

O painel da TIR é calibrado a partir do plano de negócios do acionista (como mostra a Figura 5) para possibilitar aferições de sensibilidade de cada variável a partir do resultado do painel apresentado na Figura 4.

O painel da TIR divide o projeto em três etapas no tempo: realizado, realizado mais premissas futuras e variação das premissas futuras de acordo com a análise de risco. Partindo-se do resultado do plano de negócio na origem se obtém a variação da TIR em função dos riscos relevantes identificados para as fases de implantação e de operação.

9. ENTREGAS

O site do projeto (Figura 6) contém as informações online do acompanhamento, como relatórios, banco de imagens, repositório

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39REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

de documentos, dashboard, agenda do projeto e reuniões técnicas e do conselho de administração.

O site do empreendimento disponibiliza também o painel dinâmico de aferições de sensibilidade na TIR com base nos cenários de riscos identificados. Os itens de maior impacto são listados no painel de questões com o objetivo de demonstrar o resultado das análises de ação direta do acionista, já priorizadas pela ação da equipe própria.

FIGURA 5 – Painel da TIR

FIGURA 6 – Tela principal do site da Amazônia Energia

10. CONCLUSÕES

Considerando que:• O acionista necessita ter visão ampliada contemplando todo

o ciclo de vida do empreendimento (implantação, operação e descomissionamento);

• A SPE fornece ao acionista somente informações básicas sobre a implantação do empreendimento;

• Há conflito de agência entre o acionista e a SPE;• O acionista deve se posicionar de maneira segura quanto ao

empreendimento;• As obras, por vezes,

sofrem atrasos e sobrecusto,é plausível analisar algumas conclusões.

Sendo assim, o acionista deve realizar um controle próprio e eficiente do empre-endimento para se certificar da situação real com o objetivo de ampliar a visão fornecida pela SPE. O acionista deve ter capacidade de antever os riscos e agir preventivamente. Ele tem que confrontar as informações geradas pela SPE com as da sua equipe própria, melhorando a capacidade de tomar decisões junto ao conselho de administração e mitigando o risco do conflito de agência.

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11. AGRADECIMENTOS

Agradecemos às empresas Amazônia Energia, Cemig e Light pela permissão e oportunidade de publicar esse trabalho.

12. PALAVRAS-CHAVE

Visão do acionista, análise de risco, taxa interna de retorno, implantação.

13. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] COSENZA, J.P.; ALEGRÍA, A.I.Z.; LAURENCEL, L.C. Implicações

da caracterização principal-agente nas abordagens de preços de transferência.

Revista Contabilidade Vista & Revista, ISSN 0103—734X, Universidade Federal

de Minas Gerais, Belo Horizonte, v. 22, n. 3, p. 127-162, jul./set. 2011.

[2] GIBSON, G. E. Jr; PAPPAS, M. P. Preproject Planning Processes and

Project Scopes of Work. In: GIBSON, G. E. Jr; PAPPAS, M. P. in conjunction

with the Federal Facilities Council Standing Committee on Organizational

Performance and Management. Starting Smart – Key Practices for Developing

Scopes of Work for Facilities Projects. Washington, D.C.: The National Academies

Press: 2003. p. 14-26.

[3] PMI (2012), A Guide to the Project Management Body of Knowledge,

5th Ed.

[4] Site do @Risck – www.palisade-br.com

Octávio Viggiano Barbosa Nascimento de SouzaEngenheiro Industrial Mecânico, certificado como Project Management Professional (PMP) e pós-graduando em Gestão Estratégica com ênfase em Finanças. Possui mais de nove anos de experiência em empreendimentos de grande porte nas áreas de geração e transmissão de energia. Atualmente realiza o monitoramento da implantação do projeto da UHE Belo Monte e do Complexo Eólico Santo Inácio na visão dos acionistas Aliança Energia.

Flávio Dutra DoehlerFlávio Dutra Doehler, Engenheiro Civil (1984), MSC Engª Nuclear (2003), Bel. Direito (2010), UFMG, Brasileiro, casado, 54 anos, atual Sup. de Novos Negócios da Cemig; 29 anos na empresa no desenvolvimento e implantação de (i) UHEs: N Ponte, Miranda, Igarapava, Irapé, P. Estrela (102MW), Queimado (105MW), Funil (150MW), Aimorés (330MW), Baguari (140MW), B. Monte (11.233MW), S. Antônio (3.568MW) e Itaocara (150MW), Tapajós (8.000MW) e UTEs e (ii) de LTs, destaque para Transchile/210km/230KVa. Dois anos responsável pela Engª de manutenção de UHEs, LTs e SEs.

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Cleber José de Carvalho Na Cemig desde 1983, atuou na área de segurança de barragens até 1997 e no Laboratório de Solos até 2006 como Eng. geotécnico e coordenador. A partir de 2006, como coordenador das atividades relativas à prestação de serviços de Engenharia do Proprietário para empreendimentos de geração e de transmissão. A partir de 2013, participou da implantação do Empreendimento Belo Monte para Amazônia Energia até agosto de 2015. A partir de agosto de 2015 está atuando como coordenador da Engenharia do Proprietário para implantação do empreendimento de Itaocara.

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41REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

RESUMO ABSTRACT

GEOLOGIA DE ENGENHARIA

PCHs INDAIAZINHO E INDAIÁ GRANDE: UM CASO DE INTERAÇÃO GEOLOGIA - ENGENHARIANA CONCEPÇÃO DAS OBRASZsolt Miklós GOMBOSSY | Geólogo - SZIKLA Geologia de Engenharia Ltda.

Sérgio Solino RAMOS | Engenheiro Civil - HE Consultoria de Engenharia Ltda.

David Prado PULINO | Engenheiro Civil - HE Consultoria de Engenharia Ltda.

Gustavo Barros MATTOS | Engenheiro Eletricista - Omega Energia Renovável

As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) Indaiazinho e Indaiá Grande foram implantadas no rio Indaiá Grande, perto da borda noroeste da Bacia Sedimentar do Paraná, no estado de Mato Grosso. Suas fundações estão no derrame basáltico inferior da formação Serra Geral, imediatamente acima do arenito Botucatu, principal compo-nente do Aquífero Guarani, que se estende ao Paraguai, Uruguai e Argentina. As desfavoráveis características hidrogeomecânicas deste contato exigiram forte interação entre Geologia e Engenharia para definir a posição espacial das casas de força, cuja escavação mais profunda poderia criar risco de prazo e custo de construção. Este condicionamento geológico prevaleceu na concepção final das usinas, inclusive em seus equipamentos de geração.

The Indaiazinho and Indaiá Grande Small Power Plants were built in the Indaiá Grande river, near the northwest border of the Paraná Sedimentary Basin, in the Ma-to Grosso state. Their foundations are in the lowest basaltic layer of the Serra Geral Formation, immediately above the Botucatu sandstone, the main component of the Guarani Aquiferous, that reaches Paraguay, Uruguay and Argentina lands. The unfavorable hydrogeomechanical characteristics of this contact demanded a strong interaction of Geology and Engineering to define the power house’s spatial location, which deepest excavation could be a risk to the construction schedule and cost. This geological conditioning prevailed on the overall conception of the plants, including the generation equipments.

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GEOLOGIA DE ENGENHARIA :: PCHs INDAIAZINHO E INDAIÁ GRANDE: UM CASO DE INTERAÇÃO GEOLOGIA - ENGENHARIA NA CONCEPÇÃO DAS OBRAS

1. INTRODUÇÃO

As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) Indaiazinho e Indaiá Grande pertencem à Omega Energia Renovável e possuem potência instalada de 12,5 e 20,0 MW, res-

pectivamente. Elas foram implantadas no rio Indaiá Grande, no município de Cassilândia, no Mato Grosso do Sul, 70 km a oeste de sua sede, distando 10 km uma da outra (Figura 1).

FIGURA 1 - Localização das PCHs Indaiazinho e Indaiá Grande (Google Earth®)

FIGURA 2 - PCH Indaiazinho: evolução do arranjo geral

Pela proximidade da borda noroeste da Bacia Sedimentar do Paraná, as fundações das casas de força estão junto a base do mais inferior derrame basáltico da formação Serra Geral, imediatamente acima do arenito da formação Botucatu, principal compo-nente do Aquífero Guarani.

As características hidro-geomecânicas do contato entre essas formações geológicas exigiram forte interação das disciplinas de Geologia e Engenharia para a definição da posição espacial das casas de força − até mesmo dos equipamentos de geração − e, indiretamente, também dos vertedouros.

2. CARACTERÍSTICAS GERAIS DAS USINAS

2.1 RESUMO DOS ESTUDOS E PROJETOS

O trecho do rio Indaiá Grande onde estão implantadas as PCHs foi primeiramente estudado em 2000, quando a Empresa Energética do Mato Grosso do Sul (Enersul) emitiu os estudos de inventário hidrelétrico do rio Sucuriú, identificando cinco aproveitamentos no rio Indaiá Grande, seu afluente esquerdo. A primeira versão do projeto básico foi apresentada à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em 2004.

Após algumas trocas de concessões entre 2005 e 2008, foram elaborados e apresentados ao órgão os correspondentes projetos básicos consolidados. Seguiu-se a contratação dos projetos executivos e das obras, que consumiram 20 meses até o início da operação comercial, em setembro de 2012.

2.2 EVOLUÇÃO DAS CONCEPÇÕES

A evolução da concepção das PCHs é mostrada nas Figuras 2 e 3 − ambas com o projeto básico à esquerda e a versão consolidada

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43REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

FIGURA 3 - PCH Indaiá Grande: evolução do arranjo geral

FIGURA 4 - Seção geológica pelo circuito hidráulico de geração das PCHs

à direita − e sempre num mesmo enquadramento topográfico. Sua parte superior evidencia que os eixos de barramento não sofreram mudança muito expressiva e a inferior destaca que as estruturas de concreto tiveram sua posição significativamente modificada. A razão disso está nas casas de força, pois elas foram as primeiras estruturas a ter sua posição redefinida para onde o topo do arenito Botucatu fosse mais profundo. Daí decorreu a posição dos vertedouros − ditada também por aspectos hidráulicos – e das barragens de terra, que respeitaram uma distância segura da cabeceira da cachoeira presente nas duas PCHs.

3. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DO MACIÇO ROCHOSO

3.1 RESUMO DAS INVESTIGAÇÕES REALIZADAS

Como as usinas estão junto à borda noroeste da Bacia Sedimentar do Paraná, o primeiro passo no desenvolvimento dos projetos básicos consolidados foi analisar detidamente o mapa hidrogeológico do Aquífero Guarani [1]. Ele contém, à escala 1:2.500.000, um detalhado estudo desta unidade geológica, com valiosos dados sobre a posição do topo do arenito Botucatu e de suas linhas isopiezométricas, com curvas de nível a cada 400 e 100 m, respectivamente – as que o mapa permite.

Essa primeira atividade evidenciou que ambas as PCHs se situam numa região em que o topo do arenito está ao redor da El. 400 m, com cota piezométrica abaixo da El. 450 m e no limite provável de seu artesianismo surgente. A análise de outras obras implantadas na área

– onde houve problemas impostos pelo nível piezométrico do arenito − permitiu trazer à escala local os dados regionais do mesmo mapa.

As cotas piezométricas foram confrontadas com as do terreno natural: 460 a 430 m na PCH Indaiazinho e 430 a 400 m na PCH Indaiá Grande. Confirmou-se o risco de as escavações das casas de força − mais profundas e originalmente previstas nas Els. 425 e 393 m − atingirem o topo do arenito, podendo comprometer o ritmo e o custo das obras. Era preciso que as fundações resultassem acima do contato arenito-basalto para que a espessura preservada deste último compensasse, sem controle artificial, a subpressão do artesianismo. Impunha-

se detalhar a posição e as características da faixa de contato. Ao final das numerosas sondagens rotativas, o cenário geológico ficou caracterizado conforme a Figura 4 e o texto que a segue.

3.2 BASALTO

O mesmo derrame basáltico está presente nas duas obras, mas somente a sua porção densa cinza-escura, de textura fina, livre das típicas juntas-falhas, geralmente situadas sob o pacote vesicular-amigdalóide superior. A espessura que remanesceu da erosão e do intemperismo varia de 35 a 40 m, conforme o relevo natural, por cima, e o topo do arenito Botucatu, por baixo. A faixa superficial do maciço, com até 4,5 m de espessura, é relaxada, semidecomposta, muito fraturada e certamente muito permeável, pois os ensaios de perda d’água foram frequentemente impedidos justamente pelo intenso fraturamento. Essa faixa relaxada ainda abriga o lençol

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FIGURA 6 - Níveis piezométricos no arenito Botucatu (PCH Indaiá Grande)

freático, quando não a base do solo residual. Logo abaixo dela, porém, o maciço rapidamente ganha altos índices de qualidade hidrogeomecânica (permeabilidade, sanidade, consistência e fraturamento).

As fraturas do basalto se dividem equitativamente em suborizontais e subverticais conchoidais, raramente inclinadas, como é típico dos basaltos densos. Imediatamente acima do contato com o arenito, está presente o também típico e delgado horizonte de basalto vesicular-amigdalóide, semidecomposto, intensamente fraturado e muito permeável – onde novamente os ensaios foram em boa parte impedidos.

3.3 ARENITO

Nos primeiros metros de seu topo, o arenito é muito friável, sendo que as sondagens rotativas quase sempre recuperaram apenas amostras lavadas contendo areia fina, solta, marrom (Figura 5). Sua parcela rochosa foi mais bem recuperada e amostrada em apenas três sondagens, mas ainda como um material brando, amarelo claro, pouco estratificado horizontalmente e com textura fina, bem selecionada.

FIGURA 5 - Aspecto típico da faixa de contato basalto denso-arenito

Ensaios Standard Penetration Test (SPT) no topo fragilizado do arenito revelaram índices bastante elevados – como 10/5, 13/6. –, correspondentes a um material muito compacto. A experiência em outras obras implantadas em cenário geológico similar, porém, mostra que ele é franca e rapidamente erodível se exposto a fluxo de água, mesmo quando com consistência ainda mais elevada, dada a sua fraca cimentação. Os ensaios de perda d’água foram dificultados pela instabilidade dos furos depois de atingido o arenito, até impedidos em algumas sondagens. A permeabilidade revelada foi de 3,5 a 4,0x10-4 cm/s – mas certamente bem mais alta, como visto em outras obras implantadas em cenário similar, coerentemente com sua característica de aquífero.

Em ambos os aproveitamentos, dois furos de sondagem foram usados para instalar piezômetro tipo Casagrande no topo do arenito, mas apenas na de Indaiá Grande foi possível sistematizar as leituras – ainda assim por breve período. Elas constam no gráfico da Figura 6, no qual se nota que os níveis piezométricos decresciam ligeiramente com a estiagem, caracterizando a área como zona de recarga.

Diante da pequena variação mostrada pela figura acima, se admitiu que os níveis piezométricos estavam estabilizados entre as Els. 408 e 405 m, coerentes com as indicadas no mapa hidrogeológico regional [1]. Significava que a carga piezométrica média atuante na base do basalto denso na área da casa de força seria da ordem de 30 mca, estaticamente compensável pela preservação de cerca de dez metros deste material nas escavações.

Mesmo sem leituras contínuas, a situação era semelhante na PCH Indaiazinho. A diferença era que, ali, os níveis piezométricos giravam em torno da El. 436 m, embora com os mesmos 30 mca sobre a área da casa de força. Os piezômetros foram preservados ao final das obras, permitindo leituras por algum tempo após o enchimento dos reservatórios.

Na PCH Indaiazinho, o topo do arenito, interpretado com base nos resultados das diversas sondagens, está situado ao redor da El. 425 m sob o leito do rio, rebaixando-se para montante à El. 405 m na área da casa de força e tornando a se elevar à El. 410 m a montante da cachoeira. Descontando uma presumível espessura de cinco a 10 m de blocos soltos de basalto imediatamente a jusante e abaixo dessa cachoeira, se concluiu que sua base também está ao redor da El. 420 m e que o topo do arenito está ali exposto, embora submerso.

Este cenário vinculou o arenito não só à evolução da cachoeira em si como ao consequente relaxamento sofrido pelo basalto nas duas margens a jusante dela: o caráter friável dos sedimentos eólicos os torna facilmente erodíveis pelo fluxo do rio, criando “negativos” que abrem as fraturas subverticais, permitindo a penetração da água superficial e resultando na oxidação que se viu nas amostras das sondagens. Num grau mais intenso de relaxamento do basalto, a água contida no arenito tende a se elevar por tais fraturas, aliviando a pressão piezométrica antes incidente e fazendo-a ter equilíbrio com o nível do rio. Por fim, num grau extremo de influência da presença do arenito, os blocos e prismas do basalto situados sobre o arenito cedem sob seu próprio peso, dando início a novo ciclo evolutivo da cachoeira.

Já na PCH Indaiá Grande, o topo do arenito está situado em

GEOLOGIA DE ENGENHARIA :: PCHs INDAIAZINHO E INDAIÁ GRANDE: UM CASO DE INTERAÇÃO GEOLOGIA - ENGENHARIA NA CONCEPÇÃO DAS OBRAS

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torno da El. 360 m sob o leito do rio, segundo uma sondagem a montante da cachoeira. Como a base dela está ao redor da El. 400 m, esta diferença de 40 m indica ausência de relação com o arenito. Na região da casa de força, o topo do arenito vai ganhando cotas progressivamente mais altas, alcançando a El. 410 m no trecho final da barragem de terra à direita. Ele desenha em planta uma superfície convexa bastante evidente. Sua geratriz, por assim dizer, mostra uma inclinação de 8° com a horizontal para leste, coerente com o que se dá em escala regional da bacia sedimentar como um todo, mas não necessariamente o reflexo local disso.

4. IMPLICAÇÕES NOS PROJETOS CIVIS

4.1 CIRCUITOS DE GERAÇÃO

O cenário hidrogeológico descrito no item anterior representou um forte condicionante para o desenvolvimento dos projetos básicos consolidados e, depois, para a parte civil dos projetos executivos. Conforme se obtinham dados das novas sondagens, os da etapa anterior foram sendo continuamente reavaliados, num crescente conhecimento do cenário hidrogeológico local. Isso foi particularmente importante para as estruturas do circuito de geração, cujo posicionamento espacial foi sendo sucessivamente redefinido até situá-las fora da faixa de 100 m em que o maciço basáltico estava relaxado − evitando, também, expor o arenito nas escavações mais profundas das casas de força. Também se avaliaram hidraulicamente alternativas para os canais de fuga, resultando nos arranjos finais já mostrados nas Figuras 1 e 2.

A experiência com outras obras implantadas em cenário geológico similar também contribuiu sobremaneira para o estágio alcançado ao final dos trabalhos. Notoriamente, a influência do arenito começa a se manifestar mesmo alguns metros acima de seu topo, devido à pressão piezométrica que atua nas fraturas subverticais abertas da base do basalto. Isto permitiu definir que a cota mais profunda da escavação das casas de força fosse fixada em cerca de 10 m acima do topo do arenito, situação depois confirmada por análises numéricas mais precisas realizadas nos correspondentes projetos executivos.

4.2 VERTEDOUROS

Suas estruturas são unidas às tomadas d’água por muros de concreto e foi o caráter relaxado do maciço basáltico o responsável geológico por seu posicionamento. Previu-se uma calha curta em concreto, de modo que o fluxo imediatamente a jusante incidisse diretamente sobre o basalto são do leito do rio. Em Indaiazinho, isto foi feito de forma a que o final da calha resultasse logo a montante da crista da cachoeira, enquanto que em Indaiá Grande a calha devolvesse a água já a jusante dela.

4.3 BARRAGENS DE TERRA

Como já comentado, as alterações do eixo das barragens de terra em ambas as margens dos dois aproveitamentos decorreram de simples geometria, buscando alcançar os pontos topograficamente mais elevados a partir dos componentes em concreto.

5. IMPLICAÇÕES NOS PROJETOS MECÂNICOS

Em paralelo ao crescente conhecimento geológico e ao desenvolvimento dos projetos civis, se avançava também na seleção dos equipamentos de geração das casas de força, buscando alternativas que exigissem fundações mais rasas – e, portanto, verticalmente mais afastadas da faixa de contato basalto-arenito –, sem deixar de levar em conta os inerentes aspectos de custo. Verificou-se que, com o resultado das investigações, essa limitação deixou de existir, mesmo para as máquinas de eixo vertical, pois o nível de implantação mais baixo da estrutura como um todo foi previsto cerca de 10 m acima dele.

6. ALGUNS ASPECTOS CONSTRUTIVOS

As escavações foram monitoradas por empresa especializada em controle de vibrações e lograram preservar a “laje” de basalto denso nos cerca de 10 m acima das fundações das casas de força, até nos poços de esgotamento e drenagem – de posição ainda mais profunda. A Figura 7 exibe alguns momentos das duas obras.

7. CONCLUSÕES

Este trabalho mostra a importância de, ainda na fase de projeto básico de futuros empreendimentos situados nas bordas da Bacia Sedimentar do Paraná, conhecer antecipadamente a posição espacial do contato entre os basaltos da formação Serra Geral e o arenito Botucatu em relação às cotas previstas de implantação de suas escavações mais profundas – até, eventual e principalmente, se forem subterrâneas. Algumas usinas implantadas anteriormente em cenário hidrogeológico idêntico ao das PCHs Indaiazinho e Indaiá Grande exigiram intenso sistema de poços de rebaixamento ao redor da casa de força, por vezes tendo enfrentado até mesmo problemas com erosão tubular remontante (piping) nas escavações no arenito.

Um bom método para conduzir os dados regionais citados [1] à escala local dos projetos é o imageamento (ou

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FIGURA 7 - Escavações (acima) e estruturas concluídas (abaixo)

caminhamento) geoelétrico, embora nas usinas aqui citadas ele não tenha sido aplicado. Seus resultados delimitarão com boa aproximação o contato basalto-arenito. Assim, as sondagens rotativas de detalhe poderão se restringir a essas áreas, reduzindo seu custo e prazo de execução, além de proverem maior segurança técnica aos empreendimentos. Convém aproveitar parte delas para instalar piezômetros ao nível do contato, onde seja possível preservá-los durante as obras e até após o enchimento do reservatório, permitindo aferir as premissas de projeto quanto à subpressão atuante nas estruturas mais suscetíveis ao fenômeno.

Por fim, os dados apresentados neste trabalho sobre a posição do contato basalto-arenito e seu comportamento piezométrico poderão servir de balizamento para outros eventuais projetos hidrelétricos na região.

8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] CAMPOS, H. (2000) – “Mapa Hidrogeológico do Aquífero Guarani”,

publica-do pelo Convênio CNPq − Universidade do Vale dos Sinos (Centro de

Ciências Exatas e Tecnológicas).

Sérgio Solino Ramos Engenheiro Civil (USP) com especialização em hidráulica (USP, UFMG e PUC) e gerenciamento de projetos (FGV), com 35 anos de experiência no setor elétrico brasileiro. Sócio-diretor da HE Consultoria de Engenharia (Belo Horizonte, MG, fundada em 1996), empresa de projeto e gerenciamento de implantação de empreendimentos de geração e consultoria em hidráulica. Engenheiro hidráulico e coordenador de projetos nas empresas HIDROSERVICE, THEMAG e IESA. Professor de pós-graduação em administração da FGV- Belo Horizonte desde 2006.

Gustavo Barros Mattos Engenheiro eletricista formado pela Universidade Estadual de Campinas (Unicamp) e com especialização MBA CEAG da Fundação Getúlio Vargas – FGV, com 16 anos de experiência no setor de elétrico, especificamente em energia renovável. Co-fundador da Omega Energia, empresa que possui 470MW em empreendimentos de PCHs e parques eólicos em operação e construção. Atua como Diretor de Desenvolvimento Implantação. Atuou previamente na Siemens, Voith e Guascor.

Zsolt Miklós Gombossy Desde que se formou no Instituto de Geociências da USP (1974), ganhou experiência em estudos de inventário e viabilidade, projetos básicos e executivos − em grandes empresas brasileiras de projeto e consultoria − complementando-a nas obras de Itaipu e outras. À frente da SZIKLA Geologia de Engenharia Ltda. desde 1997, agregou a análise crítica de projetos no Brasil e fora dele, nos aspectos de fundação, escavação e materiais de construção. Atua na avaliação de riscos geológicos para clientes variados, visando reduzir prazos e/ou custos.

David Prado Pulino Engenheiro Civil (USP) com especialização em hidráulica, vias navegáveis interiores, irrigação e pequenas centrais hidrelétricas (USP), com 37 anos de experiência no setor elétrico brasileiro. Sócio-diretor da HE Consultoria de Engenharia (Belo Horizonte, MG, fundada em 1996), empresa de projeto e gerenciamento de implantação de empreendimentos de geração e consultoria em hidráulica. Atuou como engenheiro hidráulico e coordenador de projetos nas empresas CNEC, GH e IESA.

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47REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

A IMPORTÂNCIA DOS PÊNDULOS DIRETOS NA INSTRUMENTAÇÃO DAS BARRAGENS DE CONCRETO

RESUMO ABSTRACT

INSTRUMENTAÇÃO

João Francisco Alves SILVEIRA | Consultor em Instrumentação e Segurança de

Barragens - SBB Engenharia Ltda.

Procura-se apresentar nesse trabalho as vantagens dos pêndulos diretos na instrumentação das barragens de concreto, sejam elas do tipo gravidade, contrafortes, gravidade-aliviada ou arco. Por se tratar de um instrumento de boa precisão, concepção mecânica e baixo custo, o mesmo permite a medição dos deslocamentos horizontais da barragem durante toda sua vida útil - no mínimo 50 anos. Muitas das barragens de concreto estão sendo monitoradas com medições geodésicas, que não asseguram a precisão necessária, e com custo anual de medição que suplanta em muito ao dos pêndulos. Recomenda-se ao final, após se mostrar as vantagens dos pêndulos sobre as medições geodésicas, que toda barragem de concreto com altura igual ou superior a 40 m seja dotada de pêndulos diretos, o que deveria passar a ser uma exigência das novas guias e normas da Agência Nacional de Águas (ANA) e da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

In this paper are emphasized the advantages of direct pendulums in the monitoring of gravity type, buttress or arch concrete dams. As an instrument of high precision, mechanical devices and low cost, it allows the measurement of horizontal dam displacement throughout its useful dam life, which is around 50 years. Many of the Brazilian concrete dams are being monitored with geodetic measurements, which do not ensure the required accuracy and the annual measurement budget is much higher than with the use of direct pendulum.It is recommended at the end, after showing the several advantages of pendulums over the geodetic measurement, that all concrete dam with more than 40 m high, would have to be monitored with direct pendulum, which recommendation should be included at a requirement of the new ANA and ANEEL guidelines.

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INSTRUMENTAÇÃO :: A IMPORTÂNCIA DOS PÊNDULOS DIRETOS NA INSTRUMENTAÇÃO DAS BARRAGENS DE CONCRETO

1. NO QUE CONSISTE O PÊNDULO DIRETO

O Pêndulo Direto (PD) nada mais é que um fio de prumo de precisão instalado entre a crista da barragem e sua fundação com um fio de aço e um peso em sua

extremidade inferior. O fio deve utilizar um aço inox de alta resistência, suportando pelo menos 60 kgf/mm2. O peso é cilíndrico e dotado de aletas, mantido dentro de um tanque com óleo para assegurar a rápida estabilização das leituras.

A Figura 1 mostra um Pêndulo Direto instalado no laboratório de concreto da Usina Hidrelétrica (UHE) Itaipu Binacional. Ela apresenta os vários componentes, tais como o aparelho de suspensão e fixação do fio, o tanque com o peso e a base do coordinômetro. Os deslocamentos horizontais do fio em relação à parede de concreto da galeria são medidos com um coordinômetro ótico ou eletrônico, segundo as direções montante/jusante e margem direita/esquerda. O sistema de coordinômetro eletrônico é confeccionado com micrômetros que asseguram a medição de deslocamentos com resolução de 0,01 mm, e precisão da ordem de ± 0,05 mm.

Base do coordinômetro

FIGURA 1 - Ilustração de um pêndulo com seus vários componentes

FIGURA 2 - Barragem gravidade instrumentada com roseta de extensômetros no lugar de pêndulo invertido e determinação da resultante dos deslocamentos

2. COMO PROCEDER A UMA BOA LOCAÇÃO DOS PÊNDULOS

Os pêndulos diretos devem ser instalados nos “blocos chaves” da barragem, ou seja, nos blocos principais que receberão os vários tipos de instrumentos. O Pêndulo Direto irá medir os deslocamentos horizontais da crista da barragem em relação à sua base, sendo importante que esses mesmos “blocos chaves” sejam dotados também de pêndulo invertido, ou roseta de extensômetros múltiplos na fundação.

Os pêndulos invertidos devem ser instalados nos blocos dotados de poços de investigação na fundação, sendo substituídos por rosetas de extensômetros de hastes quando não houver poços de drenagem ou de prospecção. Essa foi a técnica utilizada com sucesso na instrumentação da barragem principal de Itaipu, assim como nas barragens de Três Irmãos, Xingó, Itá, dentre outras.

A Figura 2 apresenta o esquema que tem sido utilizado com sucesso no lugar dos pêndulos invertidos. Ele é feito com uma roseta de extensômetros de hastes. Ressalta-se que para a obtenção dos deslocamentos horizontais há sempre necessidade de três extensômetros de hastes na roseta, e não de apenas dois. O emprego de apenas dois extensômetros não permite a medição do deslocamento horizontal da barragem com a precisão necessária. Na Figura 2, a seguir, os deslocamentos medidos pelos extensômetros são designados de δ1, δ2, δ3, enquanto R é o deslocamento resultante da barragem. [1]

Aparelho de fixação do fio

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49REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

FIGURA 4 - Deslocamentos horizontais medidos pelo PD em um “bloco chave” da barragem principal de Itaipu

Na fase de elaboração do projeto de instrumentação das estruturas de concreto é importante dotar os “blocos chaves” instrumentados de pêndulos e as juntas de contração entre blocos de medidores triortogonais de junta. Esses medidores devem ser instalados em todas as juntas de contração, ao longo da extensão da galeria. Com esse arranjo da instrumentação é possível:

FIGURA 3 – Representação dos

deslocamentos horizontais da barragem e da

fundação

- Monitorar os deslocamentos “absolutos” dos “blocos chaves” em relação a um referencial profundo no maciço rochoso de fundação;

- Monitorar os deslocamentos diferenciais entre blocos ao longo de toda a extensão da barragem.

Com esse arranjo dá para ter um bom controle dos deslocamentos da barragem (Fig. 3), de modo a assegurar a pronta detecção de qualquer eventual anomalia, em termos de deslocamento estrutural. Mais adiante é apresentado o caso do acidente que ocorreu na barragem em arco de Zeuzier, na Suíça, após 20 anos de operação da estrutura, o qual foi prontamente detectado pelo sistema de pêndulos diretos.

3. DESLOCAMENTOS HORIZONTAIS MEDIDOS EM BARRAGENS

Os deslocamentos horizontais da barragem, durante o período de enchimento do reservatório e operação, são dependentes dos seguintes fatores:

- Ação do empuxo hidrostático sobre o paramento de montante,

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deformando a fundação;- Ação do empuxo hidrostático sobre o paramento de montante,

deformando a estrutura de concreto da barragem;- Variação da temperatura ambiente anual sobre o concreto.A ação desses fatores sobre os deslocamentos da barragem

ocorre durante os períodos de enchimento do reservatório e operação. Durante o período operacional se observa deslocamentos da crista da barragem para jusante em função do resfriamento do paramento de jusante no inverno, e, também, a sua volta para montante no verão - portanto, com variações cíclicas entre jusante e montante, conforme mostrado na Fig. 4, para um pêndulo instalado na barragem principal de Itaipu.

Na Figura 4 cabe ressaltar, também, a boa qualidade dos gráficos de acompanhamento da UHE Itaipu, no qual os deslocamentos horizontais medidos pelo PD são apresentados conjuntamente com as variações da temperatura ambiente e níveis de água a montante e a jusante, o que facilita e agiliza a análise dos deslocamentos medidos pelos pêndulos.

Na Figura 5 está posta a imagem de uma seção transversal de um “bloco chave” com 180 m de altura com os deslocamentos horizontais no sentido montante-jusante, medidos em diferentes alturas da estrutura. O ano de 1984 corresponde ao final do enchimento do reservatório. Apresentam-se também os deslocamentos medidos até 1998, após cerca de 14 anos de operação. As bases de coordinômetro nesse bloco foram instaladas a cada 25 m de altura,

FIGURA 5 – Elástica dos deslocamentos horizontais medidos pelo PD em um “bloco chave” da barragem principal de Itaipu

para uma boa definição da elástica da estrutura. Maiores detalhes sobre os resultados nos pêndulos na barragem principal de Itaipu poderão ser obtidos nas referências [2] e [3].

Verifica-se, no exemplo acima, que mesmo blocos de uma barragem com 180 m de altura, como em Itaipu, os deslocamentos máximos de caráter “elástico” que ocorreram na fase de enchimento do reservatório foram de apenas de 12 mm. Para uma barragem de concreto tipo gravidade com 50 m de altura, esses deslocamento são da ordem de 5 mm, apenas. Esses exemplos são relativos às barragens sobre derrames basálticos. Nota-se, dessa forma, que deslocamentos dessa magnitude precisarão ser medidos com instrumentos que assegurem uma precisão da ordem de ± 0,1 mm, excepcionalmente de ± 0,5 mm.

Às vésperas do enchimento do reservatório da UHE Cana Brava, barragem de concreto gravidade com altura máxima da ordem de 60 m, houve a oportunidade de prestar assessoria na instrumentação, e opinar sobre a instalação dos Marcos Superficiais (MS) que estavam previstos sobre a crista da barragem. Foi solicitada, então, uma reunião com a equipe de topografia, para saber qual seria a previsão que se conseguiria com os equipamentos disponíveis na usina, tendo em vista as grandes distâncias envolvidas nas medições geodésicas.

Ao serem informados que os deslocamentos medidos teriam que sê-lo com uma precisão da ordem de ± 0,5 mm, pelo menos, a equipe de topografia comunicou que com os equipamentos existentes na usina a precisão seria de ± 5,0 mm. Constatou-se que somente alugando equipamentos de alta precisão seria possível conseguir a exatidão necessária. Em decorrência do alto custo da locação desses equipamentos, a solução encontrada foi eliminar os Marcos Superficiais (MS). Passou-se a monitorar os deslocamentos das estruturas usando apenas os pêndulos diretos, associados aos medidores triortogonais de junta instalados ao longo da galeria de drenagem.

Tendo por base essa experiência na medição dos deslocamentos das estruturas de concreto de Cana Brava, é considerável salientar que, no caso de outras barragens gravidade de dimensões similares, se fossem realizadas reuniões prévias com a equipe de topografia para a análise da precisão necessária, muitos dos MS instalados nessas barragens teriam sido eliminados - o que viria implicar em economias significativas no custo anual de monitoramento.

4. A IMPORTÂNCIA DOS PÊNDULOS NA DETECÇÃO DO ACIDENTE COM A BARRAGEM DE ZEUZIER, NA SUÍÇA

Durante medições de controle dos deslocamentos da crista da barragem em arco de Zeuzier (Figura 6), na Suíça, com 156 m de altura máxima, foram observados grandes deslocamentos

INSTRUMENTAÇÃO :: A IMPORTÂNCIA DOS PÊNDULOS DIRETOS NA INSTRUMENTAÇÃO DAS BARRAGENS DE CONCRETO

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51REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

FIGURA 6 – Vista aérea da região da barragem em arco de Zeuzier

FIGURA 7 – Esquema representativo dos deslocamentos da barragem

para montante, após 19 anos de operação da estrutura. A crista começou a se deslocar para montante, apesar do reservatório se encontrar praticamente estabilizado. As medições geodésicas, que se encontravam interrompidas nesta época, em decorrência do período de inverno, foram retomadas assim que houve condições, vindo confirmar as medições realizadas com os pêndulos da barragem (4).

Até o final de 1981 os deslocamentos medidos geodesicamente na região da barragem revelaram os seguintes valores (Vide Figura 7)

- Recalque da barragem ........................................................ 11 cm- Aproximação entre ombreiras .......................................... 06 cm- Deslocamento para montante da crista .......................... 11 cmAs investigações que se seguiram vieram mostrar que os recalques

da barragem, assim como a aproximação entre ombreiras, estavam sendo causados pela escavação de um túnel rodoviário distante cerca de 3,0 km da barragem, cujas infiltrações estavam provocando o recalque de uma espessa camada de calcário localizada abaixo da estrutura.

Ressalta-se aqui a importância dos pêndulos diretos na instrumentação das barragens de concreto, pois na de Zeuzier foram os primeiros instrumentos a detectar a ocorrência de deslocamentos anômalos da crista da estrutura. Deslocamentos esses que passaram a ocorrer após cerca de 20 anos da barragem

em operação e com comportamento absolutamente normal até a época de escavação do túnel rodoviário nas proximidades.

5. AS GRANDES VANTAGENS DOS PÊNDULOS DIRETOS EM RELAÇÃO AOS MARCOS GEODÉSICOS

Destacam-se dentre as grandes vantagens dos pêndulos diretos:- A precisão dos deslocamentos medidos, geralmente de até

± 0,05 mm;- A vida útil do instrumento superior a 50 anos, portanto,

compatível com a da barragem ou usina hidrelétrica;- A boa robustez do instrumento, pois sendo mecânico, é

muito resistente, requerendo apenas cuidados no transporte e manuseio do aparelho portátil de medição;

- Baixo custo, pois são instrumentos mecânicos que são confeccionados em nosso País, sem necessidade de importação.

As medições geodésicas, além de não permitirem a medição de deslocamentos com essa precisão, em função das grandes distâncias envolvidas, necessitam do emprego de equipamentos de alto custo e de equipes altamente especializadas para se conseguir a medição mínima necessária para as barragens de concreto (± 0,5 mm), o que nem sempre é viável.

6. PRINCIPAIS CONCLUSÕES

Procurou-se nesse trabalho mostrar as grandes vantagens dos pêndulos diretos na medição dos deslocamentos horizontais das barragens de concreto, particularmente quando associados a pêndulos invertidos (ou rosetas de extensômetros) instalados na fundação. São instrumentos de alta precisão, boa robustez, baixo custo e vida útil compatível com a da barragem.

Ressalta-se que há cerca de 40 anos acontecia no Brasil projetos de instrumentação de alta qualidade, similar ao padrão empregado nos países mais desenvolvidos. Destacam-se como barragens que foram muito bem instrumentadas nessa época as de Ilha Solteira, Água Vermelha, Três Irmãos, São Simão, Paulo Afonso IV, etc., com “blocos chaves” instrumentados com pêndulos e extensômetros múltiplos na fundação. Nos últimos anos, entretanto, tem se observado certo “lapso” na instrumentação de barragens de concreto em território nacional. Afinal, mesmo estruturas dotadas de blocos com 60 a 70 m de altura têm sido deixadas de ser instrumentadas com pêndulos diretos.

Conforme mostrado aqui para a UHE Cana Brava, envolvendo blocos de concreto com cerca de 60 m de altura, as medições geodésicas foram canceladas. Isto porque após reunião com a equipe

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de topografia, ficou constatado que os equipamentos da usina não iriam assegurar a precisão adequada (± 0,5mm), e que o aluguel de equipamentos de alta precisão ficaria muito oneroso para justificar a alternativa.

7. RECOMENDAÇÕES

Toda barragem de concreto com altura igual ou superior a 40 m deveria ser dotada de pêndulos diretos, nos “blocos chaves” instrumentados. Isso em decorrência de sua precisão na medição dos deslocamentos horizontais da barragem, alertando prontamente sobre qualquer eventual anomalia, conforme mostrado aqui com o acidente da barragem de Zeuzier, na Suíça.

Fica aqui a recomendação para que a ANA e a ANEEL monitorem com pêndulos diretos toda barragem de concreto ou usina hidrelétrica com 40 m de altura, ou maior. Para tal, a instalação deles deverá ser prevista desde a fase de projeto, deixando tubulações verticais entre a galeria de drenagem e a crista da barragem. A sua instalação deve ser ao final do período construtivo.

8. PALAVRAS-CHAVE

Instrumentação, barragem, medição deslocamento, segurança.

9. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] SILVEIRA, J.F.A., ZNAMENSKY, D. (1976) – “Metodologia Adotada na

Observação do Comportamento das Estruturas de Concreto da Barragem de Água

Vermelha Durante os Períodos Construtivo e Enchimento do Reservatório”, Anais XI

Seminário Nacional de Grandes Barragens, Tema III, Rio de Janeiro;

[2] SOUZA LIMA, V.M., SILVEIRA, J.F.A., DEGASPARE, J.C. (1989) – “Nota

Sobre os Deslocamentos Horizontais na Barragem Principal de Itaipu”, Anais XV

Seminário Nacional de Grandes Barragens, Tema III, Rio de Janeiro;

[3] BETIOLI, I., PORTO, E.C., PIASENTIN, C., SILVEIRA, J.F.A., SUCHAROV,

M. (1999) – “Comportamento das Estruturas de Concreto da Usina Hidrelétrica de

Itaipu Após 16 Anos de Operação”, Anais Seminário Nacional de Grandes Barragens,

pg. 223 a 234 – Belo Horizonte.

[4] WASSER ENERGIE (1982) – “Comportement Anormal du Barragem Voûte

de Zeuzier (Suisse)”, Edição Especial para ICOLD, Abril/82.

João Francisco Alves SilveiraAtua na área de Instrumentação e Segurança de Barragens desde 1973, tendo participado do projeto e análise da instrumentação das Usinas Hidrelétricas de Itaipu, Água Vermelha, Marimbondo, Três Irmãos, Xingó, Itá, Itapebi, Dona Francisca, Jirau e Belo Monte, dentre outras. Autor de cerca de 120 trabalhos técnicos e de dois livros dedicados à instrumentação e segurança de barragens. Presidiu a Comissão Internacional “Ad Hoc Committee on Small Dams” do ICOLD – International Commission on Large Dams, no período entre 2005 e 2011.

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53REVISTA BRASILEIRA DE ENGENHARIA DE BARRAGENS

NORMAS EDITORIAIS

1. INTRODUÇÃO Os trabalhos a serem apresentados ao Conselho Editorial da Revista Brasileira de Engenharia de Barragens do CBDB deverão ser inéditos, não tendo sido antes publicados por quaisquer meios. Apenas profissionais qualificados deverão ser aceitos como autores. Profissionais recém-formados ou estagiários poderão ser aceitos, desde que participem como colaboradores.

2. EXTENSÃO DO TRABALHO Os trabalhos, para serem aceitos para divulgação, deverão ter no máximo dez páginas, incluindo as ilustrações, esquemas e o sumário em português e inglês. Os trabalhos que excederem este número de páginas serão devolvidos aos autores para sua eventual redução.

3. TIPO DE ARQUIVO MAGNÉTICO Os trabalhos a serem recebidos pelo Conselho Editorial da Revista Brasileira de Engenharia de Barragens do CBDB deverão estar em formato Word 97 for Windows ou superior. Não serão recebidos arquivos em separado, isto é, com o texto e as ilustrações em arquivos diferentes. As ilustrações deverão ser agrupadas no corpo dos trabalhos em formato JPEG.

4. NÚMERO DE AUTORES E COAUTORES Os autores e coautores estão limitados a um número máximo de quatro, ou seja, um autor e até três coautores. Os trabalhos com mais de quatro participantes serão devolvidos aos autores para atendimento a esta diretriz. Caso haja mais colaboradores no trabalho, os mesmos poderão ser citados em Agradecimentos (ver item 10).

5. CONFIGURAÇÃO DE PÁGINA A configuração de página deve obedecer a seguinte formatação: Margens: - Superior: 2,5 cm; - Inferior : 2,0 cm; - Esquerda: 2,5 cm; - Direita: 2,5 cm; - Medianiz: 0 cm. A partir da margem: - Cabeçalho: 1,27 cm; - Rodapé: 1,27 cm. Tamanho do Papel: - A4 (21 x 29,7 cm); - Largura: 21 cm; - Altura: 29,7 cm; - Orientação: retrato em todo o trabalho.

6. PADRÃO DE LETRAS E ESPAÇAMENTO Os trabalhos deverão ser digitados em arquivo Word 97 for Windows ou superior, com as seguintes formatações de fonte: Fonte: - Arial; - Tamanho 12 em todo o trabalho. Parágrafo: - Espaçamento entre linhas: simples; - Alinhamento: justificado; - Marcadores como o desta linha (traço) poderão ser utilizados sempre que necessário.

7. PÁGINA DE ROSTO Apenas na primeira página deverá constar o Cabeçalho (ver item 7.1). O título do trabalho deverá ser escrito a 60 mm do topo (configurar apenas esta página com margem superior de 6 cm), em letra maiúscula, em negrito e centralizado na página. Na sequência deverão ser apresentados os nomes dos autores, com os respectivos títulos profissionais e instituição (ver item 7.3). Em seguida, o Resumo e o Abstract (ver item 7.4).

A página de rosto deve ser limitada a uma única página, ou seja, todas as informações necessárias devem estar nela contidas (título, nome e cargo dos autores, Resumo e Abstract). 7.1 - Cabeçalho O Cabeçalho, a ser apresentado apenas na página de rosto, está indicado no exemplo a seguir. A fonte é Arial 10, iniciais em maiúscula ou versalete (conforme a versão do Word 97 for Windows ou superior). Na primeira linha deve ser digitado: Comitê Brasileiro de Barragens. Na segunda linha: Revista Brasileira de Engenharia de Barragens do CBDB. Na terceira linha: a data; exemplo: 11 de abril de 2013. 7.2 – Título do trabalho O título do trabalho deve ser digitado em letra maiúscula, negrito e alinhamento centralizado. Este é o único item do trabalho que recebe negrito. 7.3 – Autores e coautores Os nomes dos autores deverão ser apresentados com apenas um dos sobrenomes todo em letras maiúsculas. Abaixo do nome de cada um dos autores deverá ser indicado, com letras maiúsculas iniciais, o título profissional (Consultor, Título Universitário, Diretor Técnico, Coordenador Geral, etc) e ao lado, separado por um traço, a empresa ou instituição do autor (ver também item 4). 7.4 – Resumo / Abstract (item sem numeração) Cada trabalho deverá ser iniciado por um resumo em português, não excedendo dez linhas, seguido de um resumo (também de no máximo dez linhas) em inglês (Abstract), para permitir seu cadastramento por organismos internacionais. Para auxiliar na versão dos resumos para o inglês, consultar os dicionários técnicos do CBDB/ICOLD disponíveis no site www.cbdb.org.br. Serão devolvidos os trabalhos que não apresentarem adequadamente o Resumo e o respectivo Abstract. Quando houver necessidade, o Resumo e o Abstract poderão ter mais que dez linhas, desde que caibam na página de rosto e não haja discordância com os demais itens desta diretriz.

8. ITEMIZAÇÃO GERAL Os itens principais do trabalho deverão ser numerados sequencialmente, com a Introdução recebendo o N° 1 e as Referências Bibliográficas recebendo o número final. Estes deverão ser digitados com letra maiúscula e centralizados na linha, com recuo esquerdo de 0,50 cm. Exemplo: 1. INTRODUÇÃO Os itens secundários serão alinhados sempre à esquerda, com a designação sequencial, por exemplo: 2.1, 2.2, 2.3, etc., em minúsculo com apenas a primeira letra em maiúsculo, usando a formatação em maiúscula ou versalete, conforme a versão do Word 97 for Windows ou superiror. Caso haja a necessidade de nova itemização, a mesma deverá ser, por exemplo: 3.1.1, 3.1.2, 3.1.3, etc., em itálico, com as letras minúsculas e somente a primeira letra maiúscula. Exemplo: 2.1 Item Secundário 2.1.1 Item Terciário O primeiro parágrafo, após cada item ou subitem, deverá ser iniciado uma linha após o título do item (ou subitem), com alinhamento justificado. A primeira palavra deverá começar junto à margem esquerda. Entre um parágrafo e outro deverá sempre ser deixada uma linha de espaçamento, sendo que entre a última linha do último parágrafo e o item seguinte deverão ser deixadas duas linhas.

9. CONCLUSÕES Neste item o(s) autor(es) deverá(ão) apresentar de forma bem sucinta as principais conclusões ou recomendações que resultaram de sua pesquisa, trabalho ou relato de um determinado evento técnico. (Adaptado das “Diretrizes para apresentação de trabalhos para seminários, simpósios e workshops organizados pelo CBDB” do XXIX Seminário Nacional de

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NORMAS EDITORIAIS

Grandes Barragens (SNGB), Porto de Galinhas, PE, 2013). Trabalhos sem uma conclusão final serão devolvidos aos autores para as devidas complementações.

10. AGRADECIMENTOS (item opcional) A critério do autor, poderão ser apresentados agradecimentos às empresas e/ou pessoas que contribuíram para a elaboração do trabalho, sempre após o item Conclusões.

11. PALAVRAS-CHAVE Após os Agradecimentos, deverá ser apresentada uma relação de no mínimo três e no máximo cinco palavras-chave, para possibilitar a localização do trabalho em função das mesmas na versão eletrônica dos anais (CD). Caso não haja Agradecimentos, o item Palavras-Chave deverá ser apresentado após o item Conclusões.

12. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS O item Referências Bibliográficas é o último. Ele encerra o trabalho. Deverá estar posicionado após o item Palavras-chave. O padrão para a apresentação das referências bibliográficas é o mesmo da Comissão Internacional das Grandes Barragens (ICOLD), conforme diretrizes a seguir, com exemplo ilustrativo: Todas as referências bibliográficas deverão ser indicadas no texto com a numeração respectiva; Todas as referências apresentadas deverão ser numeradas sequencialmente (na ordem em que aparecem no texto) mostrando o número em destaque e entre colchetes após a citação; O nome do(s) autor(es) deverá(ão) ser apresentado(s) em letras maiúsculas, com o sobrenome por extenso, seguido das iniciais do primeiro nome e dos nomes intermediários, separadas por ponto; Na sequência, deverá ser indicado, entre parênteses, o ano de publicação dos anais ou do livro consultado, com hífen ao final; Na sequência, indicar entre aspas o título do trabalho ou do livro consultado, com apenas a primeira letra maiúscula e com vírgula ao final; Indicar na sequência os anais em que o trabalho foi apresentado, seguido do tema, volume dos anais e país ou cidade em que o mesmo foi realizado. Exemplo: O texto deverá estar com alinhamento justificado e recuo especial com deslocamento de 1,00 cm (Formatar Parágrafo). Exemplo: [1] DUNNICLIFF, J. (1989) – “Geotechnical Instrumentation for Field Performance”, livro editado pela John Wiley & Sons, Inc., New York; [2] HOWLEY, I., McGRATH, S. e STEAWRT, D. (2000) – “A Business Risk Approach to PrioritizingDam Safety Upgrading Decisions”, Anais Congresso Internacional ICOLD, Beijing, Q.76 – R.17; [3] SILVEIRA, J.F.A. (2003) – “A Medição do Coeficiente de Poisson em uma de Nossas Barragens”, Anais XXV Seminário Nacional de Grandes Barragens – CBDB, Salvador, BA.

13. ILUSTRAÇÕES As eventuais ilustrações dos trabalhos técnicos, sejam elas figuras, gráficos, desenhos ou fotos, deverão estar sempre incorporadas ao texto, não devendo ser apresentadas em separado. Ao formatar a figura, o layout deve ter a disposição do texto alinhada e o texto deve estar com o alinhamento centralizado. Todas as referidas ilustrações deverão ser identificadas pela palavra “FIGURA” e numeradas sequencialmente. A palavra “FIGURA”, sua numeração e título deverão ser apresentados imediatamente abaixo das respectivas ilustrações, também com o alinhamento centralizado. O título de cada figura deverá ser escrito com a primeira letra em maiúsculo. A referência a elas no texto do trabalho deve ser em minúsculo, apenas com a inicial em maiúscula. As fotos ou outras ilustrações quaisquer poderão ser apresentadas

em cores, sempre que necessário. Caso sejam utilizadas cores para representar desenhos e figuras, deverá haver convenções de representação que permitam identificações independentes da cor. As ilustrações poderão ser apresentadas com a orientação retrato ou paisagem, ou seja, poderão ser giradas na página de forma a mudar a sua orientação. A configuração da página deve permanecer sempre orientada como retrato para garantir a posição do rodapé uniforme em todo o documento (ver item 5). Desta forma, o título da ilustração também permanecerá com a orientação retrato. Não serão aceitos trabalhos com as ilustrações em separado ou em outro programa que não seja o Word 97 for Windows ou superior.

14. TABELAS As tabelas deverão ser incorporadas ao texto, não devendo ser apresentadas em separado. A tabela deverá ter alinhamento centralizado. O tamanho da fonte pode ser inferior ao especificado para todo o trabalho (Arial 12), desde que o conteúdo permaneça legível e a fonte não seja inferior a Arial 7. Todas as referidas tabelas deverão ser identificadas pela palavra “TABELA” e numeradas sequencialmente. A palavra “TABELA”, sua numeração e título deverão ser apresentados abaixo da mesma e também centralizados. O título das tabelas deverá ser escrito com a primeira letra em maiúsculo. A referência a elas no texto do trabalho deve ser em minúsculo, apenas com a inicial em maiúscula. As tabelas poderão ser apresentadas com a orientação retrato ou paisagem, ou seja, poderão ser giradas na página de forma a mudar a sua orientação. A configuração da página deve permanecer sempre orientada como retrato, para garantir a posição do rodapé uniforme em todo o documento (ver item 5). Desta forma, o título da tabela também permanecerá com a orientação retrato.

15. SIMBOLOGIA E FÓRMULAS Todas as grandezas físicas deverão ser expressas em unidades do Sistema Métrico Internacional. As equações e fórmulas devem ser localizadas à esquerda e numeradas, entre parênteses, junto ao limite direito na mesma linha, deixando uma linha em branco entre as equações/fórmulas e o texto. Todos os parâmetros das equações e fórmulas deverão ser indicados com suas respectivas unidades. A referência a elas no texto do trabalho deve ser com a palavra “Equação” ou “Fórmula” e o respectivo número ao lado, ou seja, em minúsculo, apenas com a inicial em maiúscula.

16. TEMÁRIO / CONTRIBUIÇÕES O tema deverá ser indicado pelo autor, quando do encaminhamento do trabalho ao Conselho Editorial da Revista Brasileira de Engenharia de Barragens do CBDB. Caso o Conselho Editorial não concorde com o assunto selecionado pelo autor, este poderá ser eventualmente deslocado para outro tópico. Se o trabalho não se encaixar em nenhum dos temas selecionados para o evento mas apresentar bom nível ténico, poderá ser publicado como Contribuição Técnica.

17. LÍNGUA Todos os trabalhos a serem publicados na Revista Brasileira de Engenharia de Barragens do CBDB deverão ser elaborados em língua portuguesa, assim como todas as ilustrações que o acompanham deverão conter legenda também em português. Apenas os trabalhos citados como referências bibliográficas deverão estar na língua original em que os mesmos foram elaborados. Os trabalhos eventualmente recebidos pelo Conselho Editorial em outro idioma (que não seja o acima mencionado) serão encaminhados de volta aos autores para sua tradução para o português.

18. LICENÇA PARA PUBLICAÇÃO DOS TRABALHOS Para que o trabalho seja aceito é necessário que um dos autores envie autorização devidamente preenchida e assinada.

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