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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO
ANÁLISE DO IMPACTO DO RESERVATÓRIO DE SOBRADINHO NA
GERAÇÃO DE ENERGIA DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DA BACIA
HIDROGRÁFICA DO RIO SÃO FRANCISCO
Érica Couto Pereira dos Santos
2019
ii
ANÁLISE DO IMPACTO DO RESERVATÓRIO DE SOBRADINHO NA
GERAÇÃO DE ENERGIA DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DA BACIA
HIDROGRÁFICA DO RIO SÃO FRANCISCO
Érica Couto Pereira dos Santos
Projeto de Graduação apresentado
ao curso de Engenharia Civil da Escola
Politécnica, Universidade Federal do Rio
de Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de
Engenheiro Civil.
Orientadora: Heloisa Teixeira Firmo
Rio de Janeiro
Agosto de 2019
iii
ANÁLISE DO IMPACTO DO RESERVATÓRIO DE SOBRADINHO NA
GERAÇÃO DE ENERGIA DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DA BACIA
HIDROGRÁFICA DO RIO SÃO FRANCISCO
Érica Couto Pereira dos Santos
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA CIVIL DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO
RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A
OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO CIVIL.
Examinado por:
________________________________________________
Profª. Heloisa Teixeira Firmo, D.Scª.
________________________________________________
Luiz Guilherme Ferreira Guilhon, M.Sc.
________________________________________________
Prof. Otto Corrêa Rotunno Filho, D.Sc.
Rio de Janeiro
Agosto de 2019
iv
Érica Couto Pereira dos Santos
Análise do impacto do reservatório de Sobradinho na
geração de energia das usinas hidrelétricas da bacia
hidrográfica do rio São Francisco / Érica Couto Pereira
dos Santos – Rio de Janeiro: UFRJ / Escola Politécnica,
2018.
xii, 53 p.:il.; 29,7 cm.
Orientadora: Heloisa Teixeira Firmo
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/
Curso de Engenharia Civil, 2019.
Referências Bibliográficas: p. 52-53
1. Simulação hidráulica 2. Energia Hidrelétrica 3.
Sistema Interligado Nacional 4. Bacia hidrográfica do Rio
São Francisco 6. Reservatório
I. Firmo, Heloisa Teixeira; II. Universidade Federal
do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de
Engenharia Civil. III. Título
v
Agradecimentos
Agradeço a todas as pessoas que contribuíram para a minha educação e,
consequentemente, com este trabalho.
Aos meus pais, que me deram o suporte necessário para a minha formação.
Aos meus amigos, que me apoiaram em muitos momentos. Agraço, em especial, à
minha amiga Rayssa Galvão e ao meu amigo Pedro Dupim.
A toda equipe do Operador Nacional do Sistema Elétrico, que me ensinou muito
ao longo deste ano. Em especial ao meu coorientador Luiz Guilherme Ferreira Guilhon,
sempre disposto a me ajudar.
À minha orientadora, Heloisa Teixeira Firmo, pelo suporte, ajuda e correções.
Agradeço também ao povo brasileiro, que investiu em minha formação. Espero
poder colaborar em retribuição aos esforços de todas essas pessoas.
vi
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Civil
ANÁLISE DO IMPACTO DO RESERVATÓRIO DE SOBRADINHO NA
GERAÇÃO DE ENERGIA DAS USINAS HIDRELÉTRICAS DA BACIA
HIDROGRÁFICA DO RIO SÃO FRANCISCO
Érica Couto Pereira dos Santos
Agosto de 2019
Orientadora: Heloisa Teixeira Firmo
Os recursos hídricos desempenham um papel fundamental na matriz energética
brasileira, permitindo geração através de fontes renováveis a um baixo custo de geração.
O aproveitamento destes recursos é potencializado com os reservatórios, que permitem
um aumento da disponibilidade hídrica em situação de escassez e amortecem as cheias
nos períodos com vazões elevadas. O reservatório de Sobradinho, localizado no
Submédio São Francisco, é o principal responsável pela regularização das vazões nesta
bacia hidrográfica. Este trabalho tem o objetivo de analisar a influência da existência
deste reservatório na geração de energia de usinas hidrelétricas da bacia do Rio São
Francisco. A partir de dados observados de vazões ocorridas e de potências
programadas são gerados cenários, avaliados por meio de simulações hidráulicas,
auxiliadas pelo software HydroExpert. A partir dos resultados é possível perceber que a
geração de energia depende principalmente das vazões afluentes no período, mas
também sofre influência da política de operação adotada na usina.
Palavras-chave: energia hidrelétrica; reservatório; simulação hidráulica;
HydroExpert; Sobradinho; São Francisco;
vii
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Engineer.
ANALYSIS OF THE IMPACT OF THE SOBRADINHO RESERVOIR IN THE
POWER GENERATION FROM HYDROELECTRIC POWER PLANTS OF THE
SÃO FRANCISCO DRAINAGE BASIN
Érica Couto Pereira dos Santos
August 2019
Advisor: Heloisa Teixeira Firmo
Water resources play a fundamental role in the Brazilian energy matrix, allowing
generation through renewable sources at a low cost. The use of these resources is
enhanced by the reservoirs, that increase the water availability in scarcity situations and
dampen floods in periods with high flows. The Sobradinho reservoir is located in the
São Francisco basin and is the main responsible for the flow regulation in this drainage
basin. This work has as objective the analysis of the reservoir’s influence on the power
generation of hydroelectric power plants in the São Francisco drainage basin. Based on
observed data of flows and programmed powers, scenarios are generated, evaluated by
hydraulic simulations, supported by HydroExpert software. According to the results, it
is possible to notice that the energy generation depends mainly on the tributary flows in
the period, but also is influenced by the operation policy adopted at the plant.
Keywords: hydroelectric power; reservoir; hydraulic simulation; HydroExpert;
Sobradinho; São Francisco;
viii
Sumário
1. Introdução .................................................................................................................... 1
1.1. Contextualização .............................................................................................. 1
1.2. Motivação do Estudo ....................................................................................... 1
1.3. Objetivo ............................................................................................................ 2
1.4. Metodologia ..................................................................................................... 3
1.5. Organização do texto ....................................................................................... 5
2. Revisão Bibliográfica .................................................................................................. 6
2.1. Matriz Elétrica Brasileira ................................................................................. 6
2.2. Sistema Interligado Nacional ........................................................................... 9
2.3. Reservatórios de regularização ...................................................................... 11
2.4. Variáveis relevantes do Sistema Interligado Nacional .................................. 14
2.4.1. Reconstituição de Vazão .................................................................... 14
2.4.2. Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada (EAR) e
Média de Longo Termo (MLT) ...................................................................................... 16
2.4.3. Incertezas na obtenção dos dados ...................................................... 17
2.5. Simulador HydroExpert ................................................................................. 18
3. Caracterização da região da Bacia hidrográfica do Rio São Francisco ..................... 21
3.1. Características Gerais ..................................................................................... 21
3.2. Características Hidro Climáticas .................................................................... 24
3.3. Disponibilidade hídrica e crise na bacia do São Francisco ............................ 28
3.4. Relevância da região na geração de energia .................................................. 30
4. Metodologia ............................................................................................................... 34
4.1. Dados utilizados na simulação ....................................................................... 35
4.2. Utilização do simulador ................................................................................. 36
4.3. Simplificações adotadas e observações.......................................................... 40
ix
4.4. Simulação do caso real e ajuste do modelo.................................................... 41
4.4.1. Simulação de referência no ano de 2009 ............................................ 41
4.4.2. Simulação de referência no ano de 2010 ............................................ 48
5. Resultados .................................................................................................................. 54
5.1. Simulação sem o reservatório de Sobradinho no ano de 2009 ...................... 54
5.2. Simulação sem o reservatório de Sobradinho no ano de 2010 ...................... 59
6. Conclusões e Recomendações ................................................................................... 65
7. Referências bibliográficas .......................................................................................... 67
x
Índice de Figuras
Figura 1 – Esquema da metodologia utilizada nos anos de 2009 e 2010 (fonte: própria) 4
Figura 2 - Participação das fontes de energia elétrica na matriz brasileira (EPE, 2018b) 8
Figura 3 – Capacidade instalada de geração (ONS, 2018b) ........................................... 10
Figura 4 – Hidrograma de Sobradinho ao longo do ano de 2017 (ONS) ....................... 11
Figura 5 – Cura de permanência de Sobradinho considerando a vazão natural e a vazão
defluente ao longo do ano de 2017 (Elaboração própria com dados fornecidos pelo
ONS) ..................................................................................................................... 12
Figura 6 - Divisão hidrográfica brasileira (ONS, 2018f) ............................................... 21
Figura 7 - Bacia do São Francisco dividido em regiões fisiográficas (MMA, 2006) .... 22
Figura 8 – Região do semiárido na bacia do Rio São Francisco (MMA, 2006) ............ 23
Figura 9 – Precipitação para o período de 1961-2014 por região fisiográfica (CBHSF,
2016). .................................................................................................................... 25
Figura 10 – Distribuição das evaporações médias anuais (ANA, 2019) ........................ 26
Figura 11 – Vazões de evaporação líquida em reservatórios artificiais (ANA, 2019) ... 27
Figura 12 - Vazões médias específicas nas regiões da bacia do Rio São Francisco ...... 28
Figura 13 – Evolução dos volumes de reservatórios da bacia do São Francisco (ANA,
2019a) .................................................................................................................... 30
Figura 14 - Cascata dos aproveitamentos da bacia do São Francisco (ONS, 2018f) ..... 30
Figura 15 - Potência instalada dos aproveitamentos da bacia do São Francisco (ONS,
2018b) ................................................................................................................... 31
Figura 16 - Volume útil dos reservatórios dos aproveitamentos da bacia do São
Francisco (dado obtido através do HydroData) .................................................... 31
Figura 17 – Geração anual (em MWmed) no subsistema Nordeste a partir de fonte
eólica, hidrelétrica e térmica (ONS, Geração de energia, 2018g) ......................... 32
Figura 18 - Energias naturais afluentes (em % da MLT) para o subsistema Nordeste
(elaboração própria com dados fornecidos pelo ONS) ......................................... 34
Figura 19 - Imagem do software HydroExpert – Cenário .............................................. 36
Figura 20 - Imagem do software HydroExpert – Vazões incrementais afluentes .......... 37
Figura 21 - Imagem do software HydroExpert – Política .............................................. 38
Figura 22 - Imagem do software HydroExpert – Avançado .......................................... 38
Figura 23 - Imagem do software HydroExpert – Resultados ......................................... 39
xi
Figura 24 - Imagem do software HydroExpert – Propriedades ...................................... 40
Figura 25a - Volume útil de armazenamento em Três Marias - simulação de referência -
2009 ....................................................................................................................... 41
Figura 25b - Volume útil de armazenamento em Queimado - simulação de referência -
2009 ....................................................................................................................... 42
Figura 25c – Volume útil de armazenamento em Sobradinho - simulação de referência –
2009 ....................................................................................................................... 42
Figura 25d – Volume útil de armazenamento em Itaparica - simulação de referência –
2009 ....................................................................................................................... 43
Figura 26a – Geração em Três Marias - simulação de referência – 2009 ...................... 44
Figura 26b – Geração em Queimado - simulação de referência - 2009 ......................... 44
Figura 26c – Geração em Sobradinho - simulação de referência - 2009 ........................ 45
Figura 26d – Geração em Itaparica - simulação de referência - 2009 ............................ 45
Figura 26e – Geração em Moxotó - simulação de referência - 2009 ............................. 45
Figura 26f – Geração em Paulo Afonso 1, 2, 3 - simulação de referência - 2009 .......... 46
Figura 26g – Geração em Paulo Afonso 4 - simulação de referência - 2009 ................. 46
Figura 26h – Geração em Xingó - simulação de referência - 2009 ................................ 46
Figura 26i – Geração total - simulação de referência - 2009.......................................... 47
Figura 27a - Volume útil de armazenamento em Três Marias - simulação de referência -
2010 ....................................................................................................................... 48
Figura 27b - Volume útil de armazenamento em Queimado - simulação de referência -
2010 ....................................................................................................................... 48
Figura 27c - Volume útil de armazenamento em Sobradinho - simulação de referência -
2010 ....................................................................................................................... 49
Figura 27d - Volume útil de armazenamento em Itaparica - simulação de referência –
2010 ....................................................................................................................... 49
Figura 28a – Geração em Três Marias - simulação de referência – 2010 ...................... 50
Figura 28b – Geração em Queimado - simulação de referência – 2010 ......................... 50
Figura 28c – Geração em Sobradinho - simulação de referência – 2010 ....................... 50
Figura 28d – Geração em Itaparica - simulação de referência – 2010 ........................... 51
Figura 28e – Geração em Moxotó - simulação de referência – 2010 ............................. 51
Figura 28f – Geração em Paulo Afonso 1, 2, 3 - simulação de referência – 2010 ......... 51
Figura 28g – Geração em Paulo Afonso 4 - simulação de referência – 2010 ................ 52
Figura 28h – Geração em Xingó - simulação de referência – 2010 ............................... 52
xii
Figura 28i – Geração Total - simulação de referência – 2010........................................ 52
Figura 29 – Volume útil de armazenamento em Itaparica - simulação sem reservação em
Sobradinho – 2009 ................................................................................................ 55
Figura 30a – Geração em Sobradinho - simulação sem reservação em Sobradinho - 2009
............................................................................................................................... 55
Figura 30b – Geração em Itaparica - sem reservação em Sobradinho – 2009 ............... 56
Figura 30c – Geração em Moxotó - sem reservação em Sobradinho – 2009 ................. 56
Figura 30d – Geração em Paulo Afonso 1, 2, 3 - sem reservação em Sobradinho – 2009
............................................................................................................................... 56
Figura 30e – Geração em Paulo Afonso 4 - sem reservação em Sobradinho – 2009 ..... 57
Figura 30f – Geração em Xingó - sem reservação em Sobradinho - 2009 ..................... 57
Figura 30g – Geração total - sem reservação em Sobradinho - 2009 ............................. 57
Figura 30h – Geração total - simulação sem reservação em Sobradinho limitada pela
geração programada – 2009 .................................................................................. 59
Figura 31 - Volume útil de armazenamento em Itaparica - simulação sem reservação em
Sobradinho – 2010 ................................................................................................ 60
Figura 32a – Geração em Sobradinho - simulação sem reservação em Sobradinho –
2010 ....................................................................................................................... 60
Figura 32b – Geração em Itaparica - simulação sem reservação em Sobradinho – 2010
............................................................................................................................... 61
Figura 32c – Geração em Moxotó - simulação sem reservação em Sobradinho – 2010 61
Figura 32d – Geração em Paulo Afonso 1, 2, 3 - simulação sem reservação em
Sobradinho – 2010 ................................................................................................ 61
Figura 32e – Geração em Paulo Afonso 4- simulação sem reservação em Sobradinho –
2010 ....................................................................................................................... 62
Figura 32f – Geração em Xingó - simulação sem reservação em Sobradinho – 2010 ... 62
Figura 32g – Geração total - simulação sem reservação em Sobradinho – 2010 ........... 62
Figura 32h – Geração total - simulação sem reservação em Sobradinho limitada pela
geração observada – 2010 ..................................................................................... 63
xiii
Índice de Tabelas
Tabela 1 – Geração elétrica por fonte no Brasil (EPE, 2018a)......................................... 6
Tabela 2 – Vazão mínima calculada a partir do percentil de 5% da vazão diária no
reservatório de Três Marias, Sobradinho e Xingó – (MADEIRA et al., 2019). ... 29
Tabela 3 – Potências observadas e simuladas no cenário de referência em 2009 .......... 47
Tabela 4 – Potências observadas e simuladas no cenário de referência em 2010 .......... 53
Tabela 5 – Potências observadas e simuladas no cenário sem a capacidade do
reservatório de Sobradinho ao longo do ano de 2009 ........................................... 58
Tabela 6 – Potências observadas e simuladas no cenário sem a capacidade do
reservatório de Sobradinho ao longo do ano de 2010 ........................................... 63
1
1. Introdução
Este projeto tem como principal objetivo analisar o impacto do reservatório de
Sobradinho na geração de energia na bacia do Rio São Francisco através de simulações
hidráulicas.
O trabalho foi desenvolvido a partir de um estágio no ONS. Sendo assim, parte do
aprendizado é função da experiência profissional adquirida por ocasião dessa prática.
A seguir são apresentadas a contextualização e a motivação do tratamento deste
tema, seguido pela descrição dos objetivos e da metodologia aplicada neste estudo.
1.1. Contextualização
Os recursos hídricos desempenham um papel fundamental na matriz elétrica
brasileira; a potência instalada das hidrelétricas em 2017 era de 105.406 MW,
correspondendo a 67,8% da potência instalada do Sistema Interligado Nacional (ONS,
2018a). Essa energia ajuda a tornar a matriz brasileira limpa: além de ser um recursos
renovável, possui baixas emissões de CO2 por MWh produzido (EPE, 2019).
Os reservatórios aumentam a disponibilidade hídrica de sua região, tendo grande
importância na gestão de recursos hídricos locais. A regularização das vazões também
permite o controle de cheias, além de viabilizar o abastecimento das cidades para
dessedentação humana e animal e usos consuntivos diversos mesmo em situações de
escassez. Ademais, na geração de energia elétrica, as reservas obtidas essencialmente no
período úmido tornam possível a utilização das hidrelétricas no período seco
(CARVALHO, 2015).
No entanto, o alagamento gerado pelo enchimento dos reservatórios causa
impactos socioambientais na região, que devem ser estudados e mitigados.
1.2. Motivação do Estudo
A bacia hidrográfica do rio São Francisco ocupa 7,5% do território brasileiro
(ANA, 2018) e possuía, em 2017, 10% da potência instalada da geração hidrelétrica
brasileira (ONS, 2018b), o que representa uma parcela significativa da produção de
energia no Brasil, sobretudo no subsistema Nordeste.
2
Atualmente, existe um parque eólico em crescente expansão no subsistema
Nordeste, possuindo uma capacidade instalada de 10.046 MW (ONS, 2018b) até o final
de 2017. No dia 19 de Agosto de 2018 foram produzidos 8.247MW de energia,
correspondendo a 98% da capacidade daquele subsistema (ONS, Recorde na geração
eólica, 2018c).
A região situada na bacia do Rio São Francisco possui regimes hídricos bem
definidos, sofrendo com escassez no período seco e grande oferta de água no período
úmido. Nesse contexto, as usinas eólicas, com um grande potencial de expansão (EPE,
2018b), desempenham um papel importante no subsistema Nordeste, aumentando a
oferta de energia nessa região.
A regularização de vazões ocorre por meio de reservatórios, aumentando
substancialmente a disponibilidade hídrica da bacia durante os meses de seca. O maior
desses reservatórios é o de Sobradinho, situado no Submédio São Francisco, com
capacidade de regularizar até 70% das vazões (CBHSF, 2013). 95% da potência
instalada das usinas da cascata da bacia está à jusante do reservatório, sendo beneficiada
pela reservação (ONS, 2018b).
1.3. Objetivos
Considerando a escassez hídrica por que passa a bacia hidrográfica do rio São
Francisco desde 2013, como explicitado em (MADEIRA et al., 2019), este trabalho visa
analisar a real importância do reservatório de Sobradinho na geração de energia elétrica
das usinas situadas na bacia, quantificar a eficácia do reservatório e sugerir padrões para
estudos futuros acerca dos benefícios da implantação de reservatórios.
Os objetivos mais específicos deste trabalho seguem listados abaixo:
- Simulação da quantidade de energia gerada considerando o cenário atual com o
objetivo de validar e ajustar o simulador;
- Simulação da quantidade de energia não gerada devido à falta de água nos
períodos secos;
- Análise dos períodos mais afetados através da comparação dos gráficos de
armazenamento;
- Comparação dessa energia não gerada com a energia produzida no sistema como
um todo;
3
1.4. Metodologia
As simulações hidráulicas estudadas foram obtidas por meio do simulador
hidráulico HydroExpert, um sistema de suporte à decisão sob licença freeware voltado
para sistemas com multireservatórios (Hydrobyte, 2018). Esse simulador hidráulico vem
sendo utilizado com sucesso tanto pelo ONS quanto por outros agentes de geração do
Setor Elétrico. A validação do uso do programa para este trabalho é feita por meio da
comparação das potências reais praticadas pelas usinas com as potências obtidas através
da simulação para um cenário que considere como dados de entradas as mesmas vazões
observadas no ano estudado.
Foram gerados dois cenários com base em dados obtidos ao longo do ano de 2009
e dois cenários com dados do ano de 2010 — períodos muito distintos no que diz
respeito às vazões observadas, uma vez que 2009 foi um ano muito chuvoso e 2010, um
ano com baixas vazões, isto é, um ano seco. O primeiro cenário, tanto de 2009 quanto
de 2010, foi utilizado apenas para validação do sistema, como anteriormente; já o
segundo cenário de cada ano foi utilizado para calcular o total de energia gerado sem a
reservação de Sobradinho, possibilitando uma análise real do impacto do reservatório na
geração da bacia. O procedimento realizado para cada ano de simulação está sintetizado
na Figura 1.
A configuração utilizada nas simulações consiste nos reservatórios pertencentes à
bacia do rio São Francisco: Três Marias, Queimado, Sobradinho e Itaparica, todos com
reservatório, seguido pelas usinas do complexo Paulo Afonso (Moxotó, Paulo Afonso 1,
2, 3 e Paulo Afonso 4) e a usina de Xingó. O aproveitamento de Retiro Baixo,
localizado a montante de Três Marias, foi desconsiderado da simulação, pois entrou em
operação em 2009, um dos anos da simulação. Além de não ser impactada pelo
reservatório de Sobradinho, a produção de Retiro baixo é desprezível se comparada com
a das outras usinas da bacia hidrográfica do São Francisco.
Os dados de entrada utilizados para as simulações são as vazões incrementais
afluentes das usinas da cascata da bacia do São Francisco, as vazões defluentes de cada
hidrelétrica analisada, os usos consuntivos incrementais para o período simulado e o
nível inicial de cada reservatório. Para a usina de Três Marias, no entanto, foram
utilizadas as vazões naturais afluentes – e não incrementais –, pois na simulação este
aproveitamento está situado mais à montante. Também foram incorporadas como metas
a serem atingidas pelo simulador as vazões defluentes e vertidas de cada
4
aproveitamento. Os resultados obtidos analisados são as potências geradas em cada
usina e o volume útil de armazenamento em cada reservatório.
Figura 1 – Esquema da metodologia utilizada nos anos de 2009 e 2010 (fonte: própria)
5
1.5. Organização do texto
No segundo capítulo é apresentada uma descrição bibliográfica trazendo conceitos
importantes usados no desenvolvimento do trabalho. O terceiro capítulo caracteriza a
bacia do Rio São Francisco, definindo um padrão de comportamento, identificando as
usinas, o reservatório de Sobradinho e o impacto socioeconômico.
O quarto capítulo apresenta a metodologia utilizada, a validação do software e os
dados inseridos em cada simulação; essa validação é seguida, no capítulo cinco, pelo
estudo acerca dos resultados obtidos nas segundas simulações.
Por fim, no sexto capítulo, são apresentadas as conclusões e recomendações para
os trabalhos futuros.
6
2. Revisão Bibliográfica
Neste capitulo é feita a descrição do Sistema Elétrico brasileiro e é discutida a
importância dos reservatórios de regularização no armazenamento de energia e na
operação do Sistema Interligado Nacional. São também explicados conceitos
hidrológicos relevantes para este trabalho e, por fim, é apresentado o simulador
hidráulico utilizado.
2.1. Matriz Elétrica Brasileira
A geração de energia hidrelétrica no Brasil representa um importante uso da água.
Em 2017, o Brasil possuía 221 usinas hidrelétricas (UHE). 432 pequenas centrais
hidrelétricas (PCH) e 682 centrais de geração hidrelétrica (CGH), totalizando 1.335
empreendimentos hidrelétricos em operação (ANA, 2019a).
Como pode ser observado na tabela 1, a matriz elétrica brasileira é
predominantemente hidráulica. Em 2017 essa fonte correspondeu a 63,1% de toda
energia gerada, correspondendo a 390.906 GWh (EPE, 2018a).
.
Tabela 1 – Geração elétrica por fonte no Brasil (EPE, 2018a)
7
Continua havendo um aumento desse tipo de fonte no Brasil: em 2017 houve
crescimento de 3306 MW na potência instalada de hidrelétricas, incluindo UHEs, PCHs
e CGHs. Os principais empreendimentos hidrelétricos que contribuíram para esse
incremento foram as UHEs Belo Monte, no Rio Xingu, Santo Antônio, no Rio Madeira,
e São Manoel, no Rio Teles Pires (ANA, 2019a), todas localizadas na bacia do Rio
Amazonas.
O acréscimo total da capacidade do sistema foi de 7393MW, considerando todas
as fontes de energia (ANA, 2019a). Desta parcela há um incremento considerável de
usinas eólicas. Como apresentado na tabela 1, o aumento da geração entre 2017 e 2016
foi de 26,5%, o maior entre todas as fontes de energia.
A energia hidráulica ainda representa um papel importante na ampliação da oferta
de energia elétrica no Brasil. No entanto, a maior parte do potencial a ser explorado
encontra-se na região Norte, o que gera uma série de desafios, principalmente de caráter
ambiental, para que a exploração desta fonte se converta em benefício líquido para a
sociedade (EPE, 2018b).
Nesse contexto, é interessante destacar o potencial do desenvolvimento das usinas
de pequeno porte (PCHs e CGH), com espaço para diversos empreendimentos ainda não
aproveitados. A maior capacidade de expansão das está nos Subsistemas Sul, Sudeste e
Centro-Oeste, detendo 92% do potencial brasileiro (EPE, 2018b).
Seguindo a tendência de crescimento dos últimos anos, a fonte eólica é a que
possui maior participação na expansão da matriz elétrica, com expectativa de
crescimento para 12% da capacidade instalada do SIN em 2027. Outra fonte em
expansão que possui destaque, apesar de ainda representar uma parcela pequena da
matriz elétrica, é a solar fotovoltaica, que apresenta 5000MW de oferta indicativa
adicional. (EPE, 2018b).
Como sintetizado na Figura 2, fontes renováveis compostas por PCHs, energias
eólica, biomassa e solar possuem a maior expectativa de crescimento, segundo o Plano
Decenal de Expansão de Energia 2027 (EPE, 2018b).
É possível perceber que há uma tendência de diminuição na participação das
UHEs na matriz elétrica. Isto ocorre devido à dificuldade de exploração do potencial
hidrelétrico de maior porte, como já citado, mas também à expansão das outras fontes
renováveis.
A predominância e expansão de fontes renováveis ajudam a manter o perfil do
sistema elétrico brasileiro sustentável e contribui para custos de operação mais baixos.
8
A forte participação das hidrelétricas na matriz Brasileira é um importante fator para
que o Brasil possua uma energia limpa.
Figura 2 - Participação das fontes de energia elétrica na matriz brasileira (EPE, 2018b)
A emissão de CO2, em kg, por MWh produzido pelo setor elétrico brasileiro foi de
88. Em 2016 esse número foi 2,9 vezes menor que o europeu, 3,7 vezes menor que o
americano e 5,8 vezes menor que o Chinês (EPE, 2019).
9
2.2. Sistema Interligado Nacional
O Sistema Elétrico brasileiro é composto por dois blocos: o Sistema Interligado
Nacional (SIN), que abrange quase a totalidade do território Brasileiro, e os sistemas
isolados, que se localizam principalmente na região Norte (TOLMASQUIM, 2015). No
Brasil, o sistema de produção e transmissão de Energia elétrica é alimentado por energia
hídrica, térmica, solar e eólica, numa rede de grande porte espalhada pelo território
nacional, com predominância de usinas hidrelétricas de múltiplos proprietários.
O Sistema Interligado Nacional é constituído por quatro subsistemas: Sul,
Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e a maior parte da região Norte. Os subsistemas Norte,
Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste estão em regiões com regimes de vazões bem
definidos, seguindo tendências sazonais, com escassez nos períodos de seca. Por isso,
são complementados pelo subsistema Sul, implementado numa área com vazões mais
regulares ao longo do ano. A conexão desses sistemas é feita por meio da malha de
transmissão, que propicia a transferência de energia, otimizando a distribuição com base
na diversidade dos regimes hidrológicos das bacias. (ONS, 2018c)
O planejamento, a programação da operação e o despacho centralizado da geração
de energia são funções do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS); todo esse
planejamento é realizado tendo em vista a operação ótima do SIN, priorizando a
minimização de custos e a segurança da operação (TOLMASQUIM, 2015).
A geração acompanha a demanda energética. Para que seja possível atingir a
potência necessária naquele momento, é indispensável o armazenamento da energia —
no caso das hidrelétricas, de recursos hídricos capazes de gerar essa energia —, para que
esteja disponível de acordo com a necessidade. Também é importante que a geração seja
rápida, permitindo uma resposta adequada na programação em tempo real.
Como já mencionado, as hidrelétricas são as principais responsáveis por atender às
variações da demanda de energia. Isso se deve à rápida resposta ao realizar o despacho
no momento da operação, e à sua capacidade de armazenar energia por meio dos
reservatórios (diferente de outras fontes renováveis, como a eólica e solar).
A potência instalada de geração do SIN é composta principalmente por usinas
hidrelétricas, que, distribuídas em 12 bacias hidrográficas pelo território nacional,
representam 67,8% da capacidade total. (ONS, 2018a).
Apesar do grande esforço para interligar os sistemas, atualmente existem
237 localidades isoladas no Brasil, a maior parte na região Norte. Porém, o consumo
10
nessas localidades é baixo, representando menos de 1% da carga total do país, e a
demanda por energia dessas regiões é suprida principalmente por termelétricas a óleo
diesel (ONS, 2018e).
Grande parte da bacia do Rio São Francisco está situada em território semiárido,
com grandes períodos de escassez hídrica. No entanto, o subsistema Nordeste possui
10% da potência instalada no território brasileiro, como observado na Figura 3 (ONS,
2018b), o que resulta na frequente necessidade de importação de energia. Dentro deste
subsistema, 95,23% da potência instalada de hidrelétricas está à jusante do reservatório
de Sobradinho, na bacia do rio São Francisco — ou seja, o reservatório de Sobradinho
influencia 9,41% de toda a potência instalada de hidrelétricas no território nacional e
6,39% da capacidade de geração do país.
Figura 3 – Capacidade instalada de geração (ONS, 2018b)
59% 16%
10%
15%
Sudeste/Centro-Oeste
Sul
Nordeste
Norte
11
2.3. Reservatórios de regularização
As usinas hidrelétricas, em sua grande maioria, possuem represas nas imediações
das suas casas de força, que ocorrem devido ao barramento no curso natural do rio.
Estes reservatórios cumprem diversas funções tanto para o sistema elétrico quanto para
garantir diversos usos, como consumo humano e animal, irrigação de culturas,
transporte hidroviário, consumo industrial e controle de cheias (CARVALHO, 2015).
No Brasil, grande parte dos reservatórios foi implantada e é mantida e operada pelo
setor elétrico. Os reservatórios de regularização, que possuem maior capacidade, são
capazes de minimizar as variações sazonais, com excessos hídricos nos períodos úmidos
e carência em períodos secos. Esse efeito pode ser verificado no hidrograma de vazões
naturais e defluentes no reservatório de Sobradinho ao longo do ano de 2017 (Figura 4).
Figura 4 – Hidrograma de Sobradinho ao longo do ano de 2017 (dados fornecidos pelo ONS)
Como pode ser observado, a vazão defluente se mantém estável no período crítico
de seca. Pode-se observar, na curva de permanência da Figura 5, o grande aumento de
disponibilidade hídrica devido à regularização proporcionada pelo reservatório de
Sobradinho. Com a defluência, a vazão disponível em 90% do tempo (a Q90) passa de
249m³/s para 557m³/s.
Essa característica é muito importante no setor elétrico, pois permite o
armazenamento de água nos momentos de abundância (o que não ocorre em outras
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
m³/s
Vazão defluente Vazão natural
12
fontes renováveis, como na geração eólica e solar) para a produção de energia em
períodos de escassez.
Figura 5 – Cura de permanência de Sobradinho considerando a vazão natural e a vazão
defluente ao longo do ano de 2017 (Elaboração própria com dados fornecidos pelo ONS)
Operacionalmente as usinas hidrelétricas se apresentam como um dos melhores
recursos para atendimento à demanda de energia, pois permite variações rápidas e
controladas na geração, o que aumenta a confiabilidade do serviço de energia através de
serviços ancilares, como controle de frequência. Dessa forma, facilitam a utilização de
fontes outras renováveis intermitentes, como eólica. (CARVALHO, 2015).
Apesar dos benefícios, os reservatórios são responsáveis impactos que devem ser
analisados para serem corretamente mitigados ou compensados.
Conforme exposto em (SOUZA, 2000), a diminuição da correnteza do rio e a
consequente alteração da dinâmica do ambiente aquático é um dos impactos físicos mais
comuns. Isso modifica o fluxo de sedimentos, favorecendo a deposição deste no
ambiente lótico.
Outro impacto físico diz respeito à temperatura do rio, que também é modificada. O
lago da represa é dividido em dois ambientes: um onde a temperatura é mais baixa, no
fundo, e outro onde a temperatura é mais alta, na superfície. Essa condição favorece a
eutrofização do lago (SOUZA, 2000).
Um impacto de natureza biológica, segundo (SOUZA, 2000), está relacionada com a
barreira física constituída pela barragem para as espécies aquáticas, isolando populações
que antes estavam em contato e dificultando ou impedindo a piracema das espécies de
peixe.
249 557
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
m³/s
Vazão natural Vazão defluente
13
A hidrelétrica de Balbina, situada no Rio Uatumã, no centro da região amazônica,
constitui-se em um dos maiores impactos ambientais causados por área inundada de
reservatórios no Brasil.
A região onde está situada a usina é bastante plana, fazendo com que grande parte
da represa seja extremamente rasa. A área oficial é de 2.360 km² na cota de 50m. A
profundidade média é de 7,4m, mas cerca de um terço do reservatório tem menos que 4
m. Além disso, a presença de inúmeras ilhas aproximadamente duplica a área afetada
(INPA, 2015).
A decomposição da vegetação na água produz o gás sulfídrico, causando mau
cheiro e chuva ácida. A represa, ao possuir grandes áreas que são alternadamente
expostas e inundadas, também é responsável pela produção do gás metano (INPA,
2015).
A renovação da água na represa é lenta e possui pouco oxigênio. Em Balbina, as
tomadas de água para as turbinas, localizadas no fundo da represa, tiram a água
praticamente sem oxigênio nenhum, provocando a morte de peixes a jusante da usina
(INPA, 2015).
14
2.4. Variáveis relevantes do Sistema Interligado Nacional
Neste tópico são apresentados alguns conceitos importantes para o entendimento
da operação das usinas no SIN relacionados à reconstituição de vazão natural e ao
cálculo das energias afluentes e armazenadas para o acompanhamento hidroenergético
do SIN.
2.4.1. Reconstituição de Vazão
A vazão natural corresponde ao fluxo que ocorreria em uma seção do rio se não
houvesse, à montante, ações antrópicas na bacia, como a regularização da vazão
proporcionada por reservatórios, a transposição de rios e a captação de água para
diversos fins.
A construção de um reservatório é um exemplo de ação antrópica cuja principal
alteração no fluxo do rio é a regularização das vazões e a substituição da perda por
evapotranspiração pela perda por evaporação líquida da superfície do lago artificial.
Também é possível haver alteração do regime de vazões a partir da implantação de
estruturas de desvio e da retirada de água para usos consuntivos.
No ONS a vazão natural é obtida através da reconstituição das vazões observadas,
segundo procedimento descrito abaixo (ONS, 2016).
O primeiro passo é calcular a vazão defluente da usina, por meio da equação 1:
Onde:
= vazão que deflui da usina à montante do reservatório (m³/s);
= vazão turbinada (m³/s);
= vazão vertida (m³/s);
= vazão de outras estruturas (m³/s) — vazão restituída à jusante
do rio, obtida de estruturas que não têm como objetivo a regularização
de vazões, como eclusas e escadas de peixes;
15
Com base nesse resultado, utiliza-se a vazão defluente para o cálculo da vazão
afluente ao reservatório, utilizando a equação 2:
Onde:
= vazão total afluente à usina (m³/s);
= vazão transferida (m³/s) — total transferido ou recebido de
outro reservatório por meio de canais ou túneis;
= variação do volume diário do reservatório (m³);
Por fim é calculada a vazão incremental natural com base no valor da vazão
afluente, conforme a equação 3. A vazão incremental corresponde à variação da vazão
entre dois aproveitamentos: uma tomada como ponto de controle e outro imediatamente
a montante.
Onde:
= vazão incremental natural (m³/s) — variação entre o
aproveitamento de montante e o de jusante;
= vazão propagada defluente na usina de montante (m³/s);
= vazão relativa ao uso consuntivo no trecho incremental (m³/s);
= vazão referente à evaporação líquida do reservatório (m³/s);
Findo o cálculo, é feita a consistência das Vazões Incrementais ( , a
partir de alguns possíveis tratamentos, como média móvel e modulação a partir de
hidrograma. Esse processo ocorre por meio do tratamento das vazões naturais
incrementais, que se dá com a finalidade de eliminar ou minimizar valores negativos e
suavizar grandes oscilações de vazões que são vistas como incompatíveis com a
natureza da bacia.
16
Finalmente, depois de consistida a Vazão Incremental, pode-se fazer o cálculo da
vazão natural, utilizando a equação 4:
Onde:
= vazão natural (m³/s);
= vazão natural propagada da usina de montante (m³/s);
= vazão incremental natural consistida (m³/s);
A partir do cálculo das vazões naturais e incrementais naturais, têm-se como
resultado as séries de vazões naturais médias com base diária, mensal e anual. Este
processo, no entanto, não é livre de imprecisões, que serão vistas com mais detalhes na
metodologia, item 4.3.
2.4.2. Energia Natural Afluente (ENA), Energia Armazenada
(EAR) e Média de Longo Termo (MLT)
A Energia Natural Afluente (ENA) associa a vazão natural à energia produzida na
usina. A ENA pode ser discretizada em base diária, semanal, mensal ou anual,
abrangendo uma bacia ou um subsistema e considerando seus aproveitamentos
hidroelétricos existentes. A ENA é calculada a partir das vazões naturais e da
produtibilidade do conjunto turbina-gerador das usinas analisadas no estudo, sempre
considerando o armazenamento dos reservatórios com 65% de seu volume útil (ONS,
2016).
Enquanto a ENA associa a vazão natural na usina à sua capacidade de geração, a
Energia Armazenada (EAR) relaciona a quantidade de água disponível nos reservatórios
à energia que pode ser gerada neste aproveitamento. A EAR é calculada a partir do
volume armazenado (descontando-se o volume morto) e das produtibilidades de todos
os aproveitamentos hidroelétricos à jusante do reservatório (ONS, 2016)..
A partir do histórico de ENAs tem-se a média de longo termo (MLT), que
representa a média das energias naturais afluentes por bacia ou subsistema em
determinada base de tempo. Essa medida facilita o acompanhamento hidroenergético do
SIN, visto que o potencial energético de determinada região pode ser quantificado em
17
relação à sua média histórica; por isso, as ENAs podem ser consideradas como medidas
percentuais da MLT (ONS, 2016).
Em contrapartida, as EARs podem ser analisadas em relação à capacidade
máxima de armazenamento de uma bacia ou subsistema, sendo possível acompanhar a
quantidade de energia armazenada disponível para geração futura.
2.4.3. Incertezas na obtenção dos dados
A aquisição dos dados necessários para a restituição das vazões (vazão turbinada,
vazão vertida, volume de armazenamento, usos consuntivos e evaporação) possui
diversas incertezas, que são propagadas na obtenção dos demais dados hidráulicos
(vazão afluente e defluente) e hidrológicos (vazão natural e incremental). As
informações correspondentes aos procedimentos referentes à aquisição de dados foram
obtidas por meio de contato pessoal com engenheiro Guilhon, do ONS.
A vazão turbinada é obtida a partir da geração informada pelo agente gerador e
pela produtibilidade da usina. Caso a produtibilidade não corresponda à capacidade de
geração do aproveitamento, o erro na informação se converte em incerteza na vazão
turbinada. De forma análoga, a vazão vertida é calculada a partir da abertura do
vertedouro, por meio da curva de abertura de comporta ou curva de vertedouro.
O volume de armazenamento é calculado por meio do nível do reservatório e de
sua curva cota-volume. Além da incerteza da própria leitura do nível, a curva pode não
apresentar a relação correta entre o volume do reservatório e a cota do nível d’água.
Com o passar dos anos o erro associado à leitura tende a aumentar, pois o assoreamento
gradual do reservatório altera a superfície.
A evaporação é obtida a partir da curva cota-área e do vetor mensal de evaporação
líquida do reservatório em questão. Como no cálculo do volume do reservatório,
também há incertezas na associação do nível d’água com a área de superfície livre do
reservatório, pois essa relação depende da forma. Além disso, a simplificação de
considerar a taxa de evaporação como um vetor mensal fixo gera mais incerteza, pois a
evaporação é um processo que varia de acordo com as condições climáticas.
A origem da vazão relativa aos usos consuntivos são os valores homologados pela
Agência Nacional de Águas (ANA), através de suas resoluções. Esses são mensais,
18
variando a cada ano. Como a demanda é estimada baseada em dados censitários,
também há grande parcela de incerteza.
Há, ainda, erros oriundos da propagação de vazões. Apesar da existência de
variações naturais do tempo de viagem entre dois aproveitamentos – que ocorre em
função da vazão e da geometria da seção ao longo do curso do rio –, para a bacia do Rio
São Francisco esta variável é considerada constante. Essa simplificação não pode ser
feita no trecho entre a usina de Três Marias e Sobradinho, no qual a água leva cerca de
15 dias para percorrer, podendo chegar a até 20 dias. Desta forma, a vazão afluente ao
reservatório de Sobradinho é obtida por meio do método ―Multiple Storage - SSARR‖, a
partir do qual é realizada a propagação da vazão medida em postos fluviométricos à
montante do reservatório (ONS, 2005).
2.5. Simulador HydroExpert
O software HydroExpert é um Sistema de Suporte à Decisão sob licença freeware
aplicado para análises de Sistemas com multireservatórios e é utilizado em diversas
empresas, como ONS, CEMIG, CESP, AES-Tietê e CTG Brasil, como suporte para a
operação das usinas (Hydrobyte, 2018).
No ONS, o software é utilizado diariamente para realizar a programação
hidráulica dos aproveitamentos pertencentes ao SIN que são despachadas — ou seja,
que são controladas para geração de energia. Este processo é uma forma de validar a
programação diária de geração elétrica das usinas, verificando se é possível atender à
demanda definida em cada hidrelétrica. O HydroExpert também é utilizado
regularmente para se estudar, por meio de simulações que considerem determinado
cenário hipotético, o efeito sobre o armazenamento nos reservatórios.
No processo de simulação é considerada a operação de um aproveitamento
hidrelétrico durante um intervalo de tempo, podendo ser descrita pela equação de
balanço de massas do reservatório. A solução computacional se baseia no algoritmo de
fluxo em rede denominado arborescência expandida no tempo, estrutura baseada na
teoria de grafos capaz de representar a operação de múltiplos reservatórios existente no
SIN. (Cicogna, Hidalgo, & Lopes, 2009)
O software realiza, para cada aproveitamento selecionado na simulação, os
cálculos das vazões defluentes, dos volumes de armazenamento do reservatório e das
gerações praticadas. Estes resultados são obtidos a partir dos dados inseridos no
19
simulador, como o volume ou cota inicial do reservatório, as vazões incrementais
afluentes, as vazões defluentes dos dias anteriores ao início da simulação e os usos
consuntivos. Outros dados utilizados como entrada na simulação são calculados pelo
próprio software, como a vazão referente à evaporação.
O cálculo realizado pelo simulador segue a equação de balanço de massa em cada
nó, detalhada na equação 5:
[
∑
(
)]
Onde:
i,t = índices que correspondem ao aproveitamento e ao intervalo de
tempo, respectivamente;
V = volume armazenado no reservatório (hm³);
= um fator de conversão de unidades entre as grandezas de vazão
e volume;
= vazão incremental para o aproveitamento (m³/s);
= vazão defluente devidamente propagada (m³/s) —
corresponde ao conjunto de índices dos aproveitamentos diretamente à
montante do aproveitamento do nó i;
= vazão turbinada (m³/s);
= vazão vertida (m³/s);
= vazão referente à evaporação líquida do reservatório (m³/s);
= vazão relativa ao uso consuntivo (m³/s);
= vazão transferida (m³/s) — total transferido ou recebido de
outro reservatório por meio de canais ou túneis;
O fator de conversão de unidades , apresentado na equação 6, varia de acordo
com o intervalo em que é discretizado o estudo. (Cicogna, Hidalgo, & Lopes, 2009)
20
Também é possível definir uma política a ser seguida pelo simulador, definindo a
operação desejada em cada aproveitamento. Para isto também são inseridas as vazões
defluentes ou as gerações, que serão tratadas pelo simulados como metas a serem
atingidas no cenário simulado.
Com a função de dar suporte ao simulador, o HydroExpert possui uma base de
dados técnicos, o HydroData, que é atualizado a cada versão do software. Nesta base
estão os dados físicos das usinas, como os níveis mínimo, máximo e máximo
maximorum dos reservatórios e as taxas mensais de evaporação.
O modelo também possui restrições operacionais relacionados ao armazenamento,
limite máximo e mínimo para a vazão defluente, vazão turbinada máxima e capacidade
de vertimento.
21
3. Caracterização da região da Bacia hidrográfica do
Rio São Francisco
3.1. Características Gerais
A divisão hidrográfica brasileira é composta por 12 bacias. A do Rio São
Francisco, destacado no mapa da Figura 6, ocupa 7,5% do território brasileiro e abrange
os estados da Bahia, Minas Gerais, Pernambuco, Alagoas, Sergipe, Goiás e do Distrito
Federal (ANA, 2018)
Figura 6 - Divisão hidrográfica brasileira (ONS, 2018f)
Esta região hidrográfica está mais detalhada na Figura 7, sendo dividida em
quatro regiões, conforme destacado no mapa: Alto São Francisco (em azul), contido no
estado de Minas Gerais; Médio São Francisco (em rosa), com maior área de drenagem;
Submédio São Francisco (em verde); e Baixo São Francisco (em amarelo). Também
estão destacadas as Usinas Hidrelétricas pertencentes à esta unidade hidrográfica.
O rio São Francisco nasce na Serra da Canastra, em Minas Gerais, e chega à sua
foz, no Oceano Atlântico, entre os estados de Alagoas e Sergipe. Ele possui cerca de
2.800km, sendo o rio inteiramente nacional com maior extensão. (Portal Institucional da
ANA, 2019)
A população total da bacia em 2000 era de 12.823.013 habitantes, sendo 74,4%
urbana. A densidade demográfica média na Bacia é de 20,0 hab/km², distribuída de
forma heterogênea sobre a região. (MMA, 2006)
22
No Alto São Francisco está localizada cerca de 49% da população da bacia,
possuindo também a maior taxa de urbanização, correspondendo a 93% da área. Nesta
unidade hidrográfica destaca-se a região metropolitana de Belo Horizonte que, no ano
de 2000, representa menos de 1% da extensão de toda a bacia e concentra cerca de 30%
da população do São Francisco (MMA, 2006).
Figura 7 - Bacia do São Francisco dividido em regiões fisiográficas (MMA, 2006)
23
Uma área relevante que merece destaque na região é o semiárido, que ocupa 57%
da área da bacia. Trata-se de um território vulnerável e sujeito a períodos prolongados
de estiagem, responsável por êxodo de parte da população. Esta área encontra-se
destacada na Figura 8 (MMA, 2006).
Na Figura citada também é possível identificar o reservatório de Sobradinho,
localizado no Submédio São Francisco. Trata-se de um dos maiores reservatórios do
mundo, com uma superfície de espelho d'água de 4.214 km² e uma capacidade de
armazenamento de 34,1 bilhões de metros cúbicos (CHESF, 2018).
Apesar da região do semiárido contemplar 218 municípios que se encontram
dentro do território da bacia hidrográfica, apenas 3 possuem mais de 100.000
habitantes: Petrolina, Arapiraca e Juazeiro. (MMA, 2006).
Figura 8 – Região do semiárido na bacia do Rio São Francisco (MMA, 2006)
Está área é marcada por pobreza e desigualdades sociais. Mais da metade das
famílias inseridas na região do semiárido situada na bacia hidrográfica do Rio São
24
Francisco vive em situação de pobreza crítica, com rendimento per capita anual de US$
214 (MMA, 2006).
O Nordeste agrário concentra 63% da pobreza rural do País e 32% dos pobres
brasileiros. As famílias desta região correspondem a 9% dos brasileiros, mas recebem,
no entanto, menos de 1% da renda. Este número seria maior se não fossem as grandes
migrações rural-urbanas, que operam, na maior parte das vezes, transferências inter e
intrarregionais de pobreza (MMA, 2006).
3.2. Características Hidro Climáticas
As subdivisões da bacia do Rio São Francisco possuem significativas diferenças
hidroclimáticas. Por meio de medições disponibilizadas pelo INMET entre os anos 1961
e 2014 foi possível identificar características de cada região.
O Alto, Médio e Baixo São Francisco possuem clima quente e úmido. Na região
do Médio São Francisco há também tendência semiárida. A montante da bacia, no Alto
e médio São Francisco, ocorre maior precipitação no verão, durante os meses de
Novembro a Março. O período mais seco se dá entres os meses de maio a agosto,
quando também são registradas as temperaturas mais baixas.
No Baixo São Francisco, no entanto, a estação chuvosa se dá durante o inverno,
entre os meses de março e agosto. O Submédio São Francisco possui clima semiárido,
com baixos índices pluviométricos e tendência à desertificação (CBHSF, 2016).
A Figura 9 apresenta a precipitação média ao longo do ano medida no período
compreendido entre 1961 e 2014. Essa distribuição de precipitação em cada região se
mantém, ainda que com médias anuais inferiores. É possível notar que a maior
quantidade de precipitação ocorre no Alto São Francisco, enquanto a região do
Submédio apresenta os índices mais baixos. Também fica evidente que o período mais
chuvoso em quase toda a bacia, abrangendo o Alto, Médio e Submédio São Francisco,
ocorre nos meses de Novembro a Janeiro, concentrando 53% da precipitação anual.
(MMA, 2006)
25
Figura 9 – Precipitação para o período de 1961-2014 por região fisiográfica (CBHSF, 2016).
A temperatura do ar oscila entre 26º e 33º ao longo do ano. A mínima varia entre
11º no Alto São Francisco, local onde ocorrem os menores valores, e próximo aos 22º
no Baixo São Francisco (CBHSF, 2016).
A região do Alto São Francisco possui vazão natural média de 1.189 m³/s, o que
corresponde a 42% da bacia. Esta área possui a maior vazão específica da bacia, com
11,2L/s/km², sendo a média da bacia 4,8L/s/km².
A vazão da região do Médio São Francisco é de 1.519 m³/s, correspondendo à
53% do total bacia. O Submédio e o Baixo São Francisco contribuem, respectivamente,
com 104 m³/s (4% do total) e 38 m³/s (apenas 1% do total) (MMA, 2006).
Devido ao reservatório de Sobradinho, que conta com grande espelho d’água, e às
características hidroclimáticas em que ele se encontra, com baixa umidade e altas
temperaturas, uma questão muito significativa na bacia do São Francisco é a
evaporação.
Estudos da Eletrobrás avaliaram as perdas por evaporação nos reservatórios
implantados no Alto e Submédio São Francisco e obtiveram valores médios de 20 m³/s
para o reservatório de Três Marias, 190 m³/s para o reservatório de Sobradinho e 90
m³/s para o reservatório de Itaparica, totalizando cerca de 300 m³/s (MMA, 2006).
Mais recentemente, No estudo apresentado pela ANA no Manual de Usos
Consuntivos da Água no Brasil (ANA, 2019), foi realizada a estimativa da altura de
evaporação líquida dos reservatórios brasileiros. A evaporação líquida de reservatórios
26
artificiais é definida como a diferença entre a evaporação real de um espelho de água e a
evapotranspiração real esperada para o local do espelho, caso ele não tivesse sido
implantado (ANA, 2019).
A estimativa desta evaporação líquida é uma informação necessária para a
reconstituição das séries de vazões naturais nas bacias que abrigam esses reservatórios,
melhor descrita no tópico 2.3.1 - Reconstituição de Vazão, sendo um importante uso
consuntivo múltiplo da água. A avaliação desse uso torna-se ainda mais relevantes em
cenários de escassez hídrica e crise energética.
Neste estudo foram calculadas séries de evaporação líquida para 524 locais de
estações meteorológicas convencionais e automáticas do INMET. Para os locais dos
demais espelhos d’água artificiais foi feita a interpolação destes resultados.
Os dados utilizados pelos modelos são valores de temperatura média (°C),
umidade relativa (%), precipitação média anual (mm) e insolação (h) (ou radiação
global), sendo a temperatura e a insolação/radiação os parâmetros de maior
sensibilidade para os modelos (ANA, 2019).
Os resultados estão sintetizados na Figura 10, que apresenta o mapa com a altura
de evaporação líquida média anual interpolada, assim como as estações meteorológicas
utilizadas no estudo. É possível verificar que os maiores valores encontram-se na região
do Semiárido, com alturas médias alcançando 1583 mm.
Figura 10 – Distribuição das evaporações médias anuais (ANA, 2019)
27
Valores negativos de evaporação líquida foram calculados em algumas regiões
úmidas da Amazônia, o que significa que, em condições reais, a evapotranspiração real
supera a evaporação de um lago nas condições ambientais locais.
O cálculo da vazão retirada com a evaporação pode ser obtida a partir do dado da
massa d’água do reservatório. No estudo citado foi utilizada a base da ANA, que conta
com 148 espelhos d’água de reservatórios operados pelo ONS e seu histórico de
variação mensal de área.
Este resultado pode ser analisado na Figura 11. É possível perceber que o
reservatório de Sobradinho possui a maior evaporação líquida, correspondendo a uma
média de cerca de 50m³/s no ano de 2017. Também merecem destaque dois outros
reservatórios situados na bacia: o da UHE Itaparica (também conhecido como UHE
Luiz Gonzaga) e o de Três Marias.
Figura 11 – Vazões de evaporação líquida em reservatórios artificiais (ANA, 2019)
28
A vazão média anual da retirada dos reservatórios operados pelo ONS é de 489,2
m³/s enquanto para os demais é de 179,9 m³/s. Este dado posiciona este consumo como
o segundo maior do país (ANA, 2019).
Assim como a irrigação, identificado como maior consumo, a evaporação líquida
apresenta amplitudes sazonais expressivas e seu comportamento é muito influenciado
pelas condições hidrometeorológicas da região em que se encontra o lago.
3.3. Disponibilidade hídrica e crise na bacia do São Francisco
Segundo o caderno da região hidrográfica do Rio São Francisco (MMA, 2006), a
vazão natural média anual do rio São Francisco é de 2.850 m3/s. A bacia possui
comportamento sazonal, com vazão média mensal podendo variar entre 1.077 m3/s e
5.290 m3/s. Essas descargas costumam ter seus menores valores entre os meses de
setembro e outubro.
A região do Alto São Francisco possui vazão natural média de 1.189 m³/s, o que
corresponde a 42% da bacia. Esta área possui a maior vazão específica, com
11,2L/s/km², sendo a média da bacia 4,8L/s/km². As vazões médias específicas podem
ser identificadas na Figura 12.
Figura 12 - Vazões médias específicas nas regiões da bacia do Rio São Francisco
A vazão da região do Médio São Francisco é de 1.519 m³/s, correspondendo à
53% do total bacia. O Submédio e o Baixo São Francisco contribuem, respectivamente,
com 104 m³/s (4% do total) e 38 m³/s (apenas 1% do total). (MMA, 2006)
29
Estes dados, no entanto, são oriundos principalmente do projeto ―Revisão das
Séries de Vazões Naturais nas Principais Bacias do Sistema Interligado Nacional –
SIN‖, de 2003. Não contempla, portanto a substancial diminuição das vazões
registradas na bacia nos últimos anos.
De um modo geral, na bacia do Rio São Francisco houve significativa
diminuição de chuva e de vazões nos últimos anos. O padrão hidroclimático durante a
década compreendida entre os anos 2006-2015 apresentou uma redução na vazão
mínima de até 40% em relação aos anos entre 1986-1995. Já as vazões apresentaram
padrões semelhantes, com significativa sazonalidade para Xingó, Sobradinho e Três
Marias (MADEIRA et al., 2019).
A vazão mínima, definida no estudo como percentil de 5% da vazão diária, foi
sendo reduzida ao longo das três décadas analisadas em (MADEIRA et al., 2019), como
apresentado na tabela 2. O período de maior escassez foi de 2006-2015, com queda da
vazão mínima de 39% no Alto São Francisco e de 14% no Baixo São Francisco em
relação à década de 1986-1995.
Esta redução pode estar associada ao ciclo da variabilidade natural da bacia,
intensificada ou não pelas mudanças climáticas e uso da terra.
Tabela 2 – Vazão mínima calculada a partir do percentil de 5% da vazão diária no reservatório
de Três Marias, Sobradinho e Xingó – (MADEIRA et al., 2019).
As baixas precipitações e a consequente queda nas vazões do Rio São Francisco,
sobretudo desde o ano de 2013, ocasionaram a diminuição dos reservatórios, forçando
medidas de restrição e deplecionamento. Para manter os estoques de água, desde abril
de 2013 a operação dos reservatórios da bacia do São Francisco é feita com
acompanhamento periódico, evitando que fosse alcançado seu nível mínimo (Portal
Institucional da ANA, 2019).
A Figura 13 mostra o nível de armazenamento no reservatório de Sobradinho em
percentual de seu volume útil desde janeiro de 2009. É possível identificar acentuada
30
diminuição de seu volume útil desde o ano de 2013. Também é possível perceber a
tendência de recuperação nos últimos anos, consequência das baixas vazões defluídas
nas usinas à jusante de Sobradinho a fim de aumentar o nível do reservatório.
Figura 13 – Evolução dos volumes de reservatórios da bacia do São Francisco (ANA, 2019a)
3.4. Relevância da região na geração de energia
Nesta bacia estão contidos os seguintes aproveitamentos: Retiro Baixo,
Queimado, Três Marias, Sobradinho, Itaparica, Complexo Paulo Afonso (composto por
Moxotó, Paulo Afonso 1, 2 e 3 e Paulo Afonso 10) e Xingó (ONS, 2018f), conforme
esquematizados na Figura 14:
Figura 14 - Cascata dos aproveitamentos da bacia do São Francisco (ONS, 2018f)
31
No Complexo Paulo Afonso existe um desvio para produção em Paulo Afonso 4.
Como a geração neste aproveitamento é maior que nas usinas da cascata (Moxotó e
Paulo Afonso 1, 2 e 3), a prioridade de defluência, quando se deseja maximizar a
produção, ocorre no desvio.
A Figura 15 apresenta a potência instalada de cada aproveitamento localizado na
bacia do Rio São Francisco. Como pode ser verificada, a soma das potências instaladas
das usinas à jusante de Sobradinho — Itaparica, Moxotó, Paulo Afonso 1, 2, 3, Paulo
Afonso 4 e Xingó — corresponde a aproximadamente 95% do total, beneficiando
grande parte da capacidade de geração da bacia hidrográfica estudada.
Figura 15 - Potência instalada dos aproveitamentos da bacia do São Francisco (ONS, 2018b)
Dentre os volumes úteis de armazenamento proporcionados pelas barragens
presentes na bacia do São Francisco, o do reservatório de Sobradinho está próximo de
60%, como observado na Figura 16 (dado fornecido pelo ONS). Os volumes de
armazenamento associados às outras usinas, juntos, correspondem a 1% da capacidade
total de armazenamento.
Figura 16 - Volume útil dos reservatórios dos aproveitamentos da bacia do São
Francisco (dado obtido através do HydroData)
4% 1%
10%
14%
4% 14% 23%
30%
Três marias
Queimado
Sobradinho
Itaparica
Moxotó
P. afonso 1,2,3
P. afonso 4
Xingó
32%
1% 60%
7%
1% Três marias
Queimado
Sobradinho
Itaparica
Usinas sem resevatóriode regularização
32
O reservatório de Sobradinho é o principal responsável pela regularização das
vazões nesta bacia hidrográfica, seguido pelo reservatório de Três Marias. Fica
evidente, portanto, a importância do reservatório estudado na geração de energia elétrica
para esta bacia.
Nos últimos anos ocorreu um aumento substancial da potência instalada e da
geração eólica no subsistema Nordeste. A Figura 17 mostra a variação da quantidade de
energia gerada desde 2009 a partir de usinas eólica, térmica e hidrelétrica.
Como apresentado, o crescimento do parque eólico ocorreu principalmente a
partir do ano de 2013, período que coincide com a diminuição da geração a partir de
hidrelétricas devido às baixas vazões. Atualmente esta é a principal fonte de geração,
permitindo a diminuição do uso de termelétricas.
Figura 17 – Geração anual (em MWmed) no subsistema Nordeste a partir de fonte eólica,
hidrelétrica e térmica (ONS, Geração de energia, 2018g)
33
Apesar do grande potencial eólico no nordeste, as usinas não têm autonomia
plena, pois não há controle da quantidade de energia gerada a partir dos ventos. Por isso
é essencial a ligação com fontes que possuem capacidade de armazenamento de energia,
como as hidrelétricas ou térmicas.
Uma característica positiva das usinas eólicas é a sua relação de
complementariedade com o regime hidrológico, havendo maior geração durante o
período seco do ano e, como consequência, é possível economizar água dos
reservatórios (BRACIER, 2018).
34
4. Metodologia
Com o auxílio do simulador, foram gerados cenários para dois anos que tiveram
vazões com intensidades distintas: 2009 e 2010. Esses períodos foram escolhidos no
intervalo de tempo entre 2000 e 2018 considerando a grande variação de energias
naturais afluentes em anos consecutivos. Desta forma, é possível analisar não somente o
impacto do reservatório na regularização de vazões ao longo do período de um ano, mas
também no armazenamento para períodos futuros.
Como pode ser observada no gráfico da Figura 18, a energia natural afluente
média do ano de 2009 representa 100% da MLT. No ano de 2010, está próximo dos
65% da MLT.
Figura 18 - Energias naturais afluentes (em % da MLT) para o subsistema Nordeste (elaboração
própria com dados fornecidos pelo ONS)
Optou-se por analisar um período recente dos dados, uma vez que as informações
mais atuais possuem maior confiabilidade. Além disso, períodos próximos apresentam
configurações similares, com potência instalada e capacidade de reservação parecidas.
A discretização dos dados utilizados na simulação e nos resultados obtidos é diária, e o
período escolhido é do primeiro ao último dia do ano.
100,07
65,46
0
20
40
60
80
100
120
35
O primeiro cenário simulado para cada um dos anos escolhidos é o de referência.
O objetivo deste cenário é validar o uso do simulador, verificando se as potências
praticadas a partir da simulação estão próximas das potências informadas pelos agentes
de geração. Para tanto, foram inseridas no sistema as vazões reais defluentes praticadas
nas usinas, e espera-se que as potências geradas correspondam às observadas no ano em
questão.
O cenário de referência também permite ajustar o fator de correção do rendimento
na função de produção das usinas. Este fator é um valor pelo qual a potência praticada é
multiplicada, aumentando a geração do aproveitamento em todo o período da
simulação, de forma a aproximar os valores observados dos simulados. Essa correção se
faz necessária devido a imprecisões nas hipóteses e aproximações matemáticas
efetuadas nas equações do modelo.
O segundo cenário estudado representa uma situação hipotética em que é
desconsiderada a capacidade de reservação de Sobradinho. Para esta simulação, o
reservatório opera a fio d’água.
4.1. Dados utilizados na simulação
Os dados utilizados para todas as simulações foram: as vazões incrementais
afluentes; o nível do reservatório no primeiro dia de simulação; as vazões naturais
defluentes em cada usina; e os usos consuntivos. Como política, foi adotada a vazão
defluente em cada usina — neste contexto, política se refere ao dado definido como o
objetivo a ser atendido pelo simulador. Estes dados foram fornecidos pelo ONS.
Como política da simulação, pode ser adotada a vazão defluente ou a geração
praticada. No primeiro caso o resultado da simulação é a geração que ocorre com a
defluência estabelecida. No segundo caso o resultado é a defluência necessária para
atender a geração definida como política.
Nesse segundo caso, ao definir a geração como política, o acúmulo de erros da
defluência resultante na simulação pode causar uma variação significativa no nível final
do reservatório. Por este motivo, neste trabalho optou-se por utilizar como política, a
vazão defluente, isto é, o primeiro caso.
Desta forma, os resultados obtidos analisados são as potências praticadas em cada
aproveitamento hidrelétrico e o volume útil de armazenamento de cada reservatório, a
serem comparados com os valores observados na realidade.
36
4.2. Utilização do simulador
Neste tópico são apresentadas as ferramentas do software utilizadas nas
simulações realizadas neste trabalho.
Pode-se observar, destacada na Figura 19, a aba ―Dados‖, composta por outras 4
abas: ―Cenário‖, ―Política‖, ―Vazões‖ e ―Avançado‖, nas quais são inseridos os dados
de entrada necessários para a simulação. Na aba ―Resultados‖ é possível visualizar as
informações obtidas com a simulação e, por fim, na caixa de propriedades, destacada na
Figura, é possível alterar os dados relacionados à operação da usina.
Na aba ―Cenário‖ é possível definir o conjunto de aproveitamentos que se deseja
analisar, além do horizonte de simulação e o intervalo de tempo em que são inseridos os
dados e que são obtidos os resultados (mensal, semanal, diário, horário e a cada 30
minutos).
Figura 19 - Imagem do software HydroExpert – Cenário
Para este estudo foram incluídos os aproveitamentos de Três Marias, Queimado,
Sobradinho, Itaparica, Moxotó, Paulo Afonso 1, 2, 3, Paulo Afonso 4 e Xingó e os
dados foram analisados em base diária.
Na aba ―Vazões‖ são inseridas as vazões afluentes em cada aproveitamento, como
apresentado na Figura 20. Como o aproveitamento de Três Marias é o primeiro da
37
cascata, foi utilizada a vazão natural. Para as demais usinas são colocadas vazões
incrementais – devido à proximidade, a contribuição nos trechos à jusante de
Sobradinho é muito pequena, por isso as incrementais são 0 –. Esses dados passaram
pelo procedimento de reconstituição de vazões descrito anteriormente.
Figura 20 - Imagem do software HydroExpert – Vazões incrementais afluentes
Na aba ―Política‖, é definida a meta a ser atingida pelo simulador. Esta pode ser a
geração a ser praticada pelo aproveitamento ou as vazões defluentes e vertidas na usina
(Figura 21). Neste estudo foram utilizadas como meta as defluências praticadas ao
longo dos anos simulados.
No ambiente nomeado ―Avançado‖, apresentado na Figura 22, é possível inserir
informações relacionadas com as condições iniciais em que a usina é operada. Em
―Contorno‖ é determinado, para cada aproveitamento, o nível inicial, o volume de
espera, as máquinas disponíveis durante a operação, a taxa de evaporação e o uso
consuntivo.
O uso consuntivo é informado pela Agência Nacional de Águas – ANA e
estimado a partir de dados censitários. A taxa de evaporação é calculada pelo próprio
simulador a partir do coeficiente de evaporação e da área do reservatório, obtido a partir
da curva cota-área. Não foi considerado volume de espera, como mais detalhado
posteriormente. E a quantidade de máquinas corresponde ao número total disponível.
38
Figura 21 - Imagem do software HydroExpert – Política
Em ―Routing‖, ainda na aba ―Avançado‖, são definidas as vazões defluentes em
cada aproveitamento antes do início definido para a simulação. Essa informação é
necessária para identificar a vazão que chega à usina oriunda da defluência do
aproveitamento de montante nos instantes de tempo anteriores.
Figura 22 - Imagem do software HydroExpert – Avançado
39
Após a simulação são visualizados os resultados, como observado na Figura 23.
Figura 23 - Imagem do software HydroExpert – Resultados
Os dados analisados nas simulações realizadas neste este trabalho são o volume
útil de armazenamento do reservatório (em %) e a geração praticada em cada
aproveitamento (em MWmed).
Através da ferramenta ―propriedades‖ (Figura 24) foi possível ajustar o modelo
com a alteração do fator de correção do rendimento do conjunto turbina-gerador, e
modificar o regime de funcionamento do reservatório de Sobradinho, substituindo o
nível máximo e mínimo operativo do reservatório pela cota inicial. Dessa forma, foi
possível efetuar a simulação como se não houvesse armazenamento algum neste
reservatório.
Para a simulação, além dos dados de entrada, são necessárias diversas
características físicas dos aproveitamentos, como os níveis máximo e mínimo dos
reservatórios, a curva cota-volume e a curva colina. Para armazenar essas informações,
o HydroExpert possui uma base de dados denominada HydroData XP, contendo as
informações desses dados estáticos (físicos) dos aproveitamentos do SIN. Esta base de
dados já conta com as informações de todas as usinas, e é atualizada a partir de cada
nova versão do software.
40
Figura 24 - Imagem do software HydroExpert – Propriedades
4.3. Simplificações adotadas e observações
Neste tópico serão abordadas e exemplificadas as simplificações adotadas na
simulação.
Como já mencionado, a usina de Retiro Baixo começou a ser operada ao longo do
ano de 2009; portanto, a fim de utilizar os cenários com a mesma potência instalada ao
longo de todo o ano, esta usina não foi incluída na simulação. Além disso, por estar à
montante de Sobradinho, a usina não é impactada pela capacidade de armazenamento
do reservatório analisado.
Inicialmente a política definida foi a geração de cada usina, de forma a possibilitar
a comparação das defluências e dos volumes úteis de armazenamento com os dados
observados. As vazões defluentes resultantes foram parecidas, porém os volumes de
armazenamento acumulam o erro da defluência e apresentam resultados muito distintos
do esperado. Para evitar esse acúmulo de erros, optou-se, então, por definir como
política, ou seja, como meta a ser atingida, a defluência e as vazões vertidas, apenas
comparando as gerações resultantes.
Não foram considerados os volumes de espera. Como a política adotada na
simulação foi a defluência, as vazões praticadas já contemplam o volume necessário
para o amortecimento das cheias. Pelo mesmo motivo, também não estão consideradas
as restrições operativas. Mesmo sem a capacidade de regularização, o reservatório
41
continua expondo uma quantidade significativa de água às perdas por evaporação e
infiltração.
4.4. Simulação do caso real e ajuste do modelo
Neste tópico são apresentados os resultados da simulação de referência, assim
como os ajustes adotados no modelo.
4.4.1. Simulação de referência no ano de 2009
Para o ano de 2009, os volumes de armazenamento simulados nos reservatórios de
Três Marias e Queimado ficam muito próximos dos volumes observados, conforme
apresentado nas Figuras 25a e 25b. No entanto, os reservatórios de Sobradinho e
Itaparica, cujos gráficos podem ser observados nas Figuras 25c e 25d, possuem
diferença significativa se comparado aos reservatórios de montante.
Figura 25 - Volume útil de armazenamento em Três Marias - simulação de referência - 2009
Um dos motivos para essa maior variação é a incerteza devido à propagação da
vazão. Como Sobradinho possui um tempo de viagem de 15 dias em relação às usinas
de montante, as vazões defluentes do reservatório diferem das vazões afluentes.
0
20
40
60
80
100
120
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan
%
Verificado Simulado
42
Figura 26 - Volume útil de armazenamento em Queimado - simulação de referência - 2009
Figura 27 – Volume útil de armazenamento em Sobradinho - simulação de referência – 2009
Outra razão é a maior incerteza no cálculo da evaporação, justificado pelo
tamanho e formato do próprio reservatório. Além disso, o uso consuntivo nos
reservatórios de Sobradinho e Itaparica é substancialmente maior do que dos
reservatórios das usinas de Três Marias e de Queimado.
É importante destacar que ocorre um aumento significativo do volume
armazenado em sobradinho, variando cerca de 40% da capacidade, o que significa que
parte da ENA disponível ao longo do ano foi armazenada.
0
20
40
60
80
100
120
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan
%
Verificado Simulado
0
20
40
60
80
100
120
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan
%
Verificado Simulado
43
Figura 28 – Volume útil de armazenamento em Itaparica - simulação de referência – 2009
Além de validar o uso do simulador, a comparação entre as gerações obtidas no
modelo com os valores observados possibilita o ajuste da produção, diminuindo o erro
da simulação. Neste trabalho são apresentados os gráficos referentes ao resultado da
simulação antes do ajuste do fator de correção do rendimento.
De modo geral, as gerações obtidas na simulação são similares às gerações
observadas. Como apresentado nos gráficos das Figuras 26c, 26d e 26e, as potências
simuladas nas usinas de Sobradinho, Itaparica e Moxotó acompanham o comportamento
dos dados observados, porém estão subdimensionadas. Assim sendo, o ajuste foi feito
alterando o fator de correção do rendimento para 1,1 em Sobradinho e 1,2 em Itaparica
e Moxotó. Isso significa multiplicar a produção por esse fator, aumentando a geração.
As gerações nas usinas de Paulo Afonso 1, 2, 3, Paulo Afonso 4 e Xingó (Figuras
26f, 26g e 26h), apesar de mais próximas dos valores praticados, também puderam ser
ajustados com fatores de correção 0,9; 1,05; e 1,05, respectivamente.
Esses fatores foram determinados a partir da comparação entre a potência total
simulada e observada em casa usina. Foram feitas simulações com fatores de correção
dentro de intervalo de 0,75 a 1,25, com intervalos de 0,05. O fator de correção
escolhido foi aquele permitiu a menor diferença entre o total da geração simulada e o
total da geração observada.
0
20
40
60
80
100
120
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan
%
Verificado Simulado
44
A usina de Três Marias (Figura 26a) não está ajustada pelo fator de correção do
rendimento. Além dos valores observados estarem próximos dos simulados se
comparados com as outras usinas, a potência instalada é pequena e não causa grande
impacto no conjunto.
Por fim, a usina de Queimado (Figura 26b) apresentou diferença considerável. O
resultado foi ajustado alterando a forma de cálculo da potência, o que obteve resultados
significativamente mais próximos dos observados. O rendimento calculado pelo
simulador foi considerado constante, ao invés de usar a curva colina. Este resultado
indica que esta curva não está adequada para o cálculo da potência a partir da vazão
turbinada.
O total das gerações observadas e simuladas antes do ajuste está apresentado na
Figura 26i.
Figura 29 – Geração em Três Marias - simulação de referência – 2009
Figura 30 – Geração em Queimado - simulação de referência - 2009
050
100150200250300350400450
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
0
20
40
60
80
100
120
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
45
Figura 31 – Geração em Sobradinho - simulação de referência – 2009
Figura 32 – Geração em Itaparica - simulação de referência - 2009
Figura 33 – Geração em Moxotó - simulação de referência - 2009
0
200
400
600
800
1000
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
0200400600800
1000120014001600
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
0
50
100
150
200
250
300
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
46
Figura 34 – Geração em Paulo Afonso 1, 2, 3 - simulação de referência - 2009
Figura 35 – Geração em Paulo Afonso 4 - simulação de referência - 2009
Figura 36 – Geração em Xingó - simulação de referência - 2009
0
200
400
600
800
1000
1200
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
0
500
1000
1500
2000
2500
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
47
Figura 37 – Geração total - simulação de referência - 2009
Os valores totais das potências geradas na simulação e os dados observados estão
sintetizados nas Tabelas 1a e 1b. É possível perceber que o ajuste no fator de correção
do rendimento e na fórmula de cálculo das potências aproximou substancialmente os
resultados obtidos com o simulador dos dados observados.
A produção total obtida através do simulador corresponde a 94,28% da observada
antes do ajuste, como apresentado na tabela 1. Depois do ajuste, como pode ser
observada na tabela 3, a potência simulada passou a corresponder a 100,29% do dado
informado.
Tabela 3 – Potências observadas e simuladas no cenário de referência em 2009
USINA Observado
(MW)
Antes do ajuste Depois do ajuste Fator de correção Simulado
(MW) Simulado/ Observado
Simulado (MW)
Simulado/ Observado
TRÊS MARIAS 122687 125882 102,60% 125882 102,60% 1,00
QUEIMADO 27270 17780 65,20% 27927 102,41% 1,00*
SOBRADINHO 177487 160884 90,65% 176972 99,71% 1,10
ITAPARICA 329503 277225 84,13% 332671 100,96% 1,20
MOXOTÓ 46312 38209 82,50% 45849 99,00% 1,20
P. AFONSO 1,2,3 181744 200943 110,56% 180850 99,51% 0,90
P. AFONSO 4 479236 451485 94,21% 474060 98,92% 1,05
XINGO 801863 769767 96,00% 808273 100,80% 1,05
TOTAL 2166101 2042175 94,28% 2172484 100,29% -
* adotado fator de rendimento constante
0100020003000400050006000700080009000
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
48
4.4.2. Simulação de referência no ano de 2010
Os resultados obtidos para o volume útil de armazenamento dos reservatórios ao
longo da simulação de 2010 foram similares aos apresentados para o ano de 2009:
diferenças pequenas em Três Marias e Queimado (Figuras 27a e 27b); e mais
significativas em Sobradinho e Itaparica (Figuras 27c e 27d).
Figura 38 - Volume útil de armazenamento em Três Marias - simulação de referência - 2010
Figura 39 - Volume útil de armazenamento em Queimado - simulação de referência - 2010
0
10
20
30
40
50
60
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jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan
%
Verificado Simulado
0
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jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan
%
Verificado Simulado
49
Figura 40 - Volume útil de armazenamento em Sobradinho - simulação de referência - 2010
Figura 41 - Volume útil de armazenamento em Itaparica - simulação de referência – 2010
Diferente do verificado ao longo de 2009, o volume armazenado ao longo do
ano de 2010 diminuiu. Foi utilizada parte da energia armazenada para aumentar a
capacidade de geração da bacia.
Como descrito para o ano de 2009, também foi feito o ajuste da geração a partir
do fator de correção do rendimento. Os resultados para as usinas de Três Marias,
Queimado, Sobradinho, Itaparica, Moxotó, Paulo Afonso 1, 2, 3, Paulo Afonso 4 e
Xingó antes do ajuste estão apresentados nas Figuras 28a, 28b, 28c, 28d, 28e, 28f, 28g e
28h. Os fatores de correção utilizados foram, respectivamente, 0,95; 1,00; 1,10; 1,20;
1,10; 0,90; 1,05; 1,03.
0
10
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jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan
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0
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80
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120
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan
%
Verificado Simulado
50
Para a usina de Queimado a produção foi calculada através de rendimento
constante, ao invés de curva colina, Assim como nas simulações para o ano de 2009, a
diferença entre a geração total observada e simulada foi substancialmente menor ao
considerar o rendimento constante.
Figura 42 – Geração em Três Marias - simulação de referência – 2010
Figura 43 – Geração em Queimado - simulação de referência – 2010
Figura 44 – Geração em Sobradinho - simulação de referência – 2010
050
100150200250300350400
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
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40
60
80
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120
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Observada Simulado
0
100
200
300
400
500
600
700
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MWmed
Observada Simulado
51
Figura 45 – Geração em Itaparica - simulação de referência – 2010
Figura 46 – Geração em Moxotó - simulação de referência – 2010
Figura 47 – Geração em Paulo Afonso 1, 2, 3 - simulação de referência – 2010
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
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Observada Simulado
0
50
100
150
200
250
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Observada Simulado
0
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400
600
800
1000
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MWmed
Observada Simulado
52
Figura 48 – Geração em Paulo Afonso 4 - simulação de referência – 2010
Figura 49 – Geração em Xingó - simulação de referência – 2010
Figura 50 – Geração Total - simulação de referência – 2010
Os valores totais das potências geradas na simulação e os dados observados em
cada usina podem ser verificados nas Tabelas 4 e 5. De forma análoga à simulação
realizada no período de 2009, o ajuste no fator de correção do rendimento e na fórmula
0
500
1000
1500
2000
2500
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0
500
1000
1500
2000
2500
3000
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MWmed
Observada Simulado
010002000300040005000600070008000
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
53
de cálculo das potências aproxima os resultados obtidos com o simulador dos dados
observados.
Antes do ajuste, a produção total obtida nas usinas corresponde a 94,74% da
observada, como apresentado na tabela 4. Depois do ajuste, conforme a tabela 4, a
potência simulada passou a corresponder a 100,04% do dado informado.
Tabela 4 – Potências observadas e simuladas no cenário de referência em 2010
USINA Observado
(MW)
Antes do ajuste Depois do ajuste Fator de correção Simulado
(MW) Simulado/ Observado
Simulado (MW)
Simulado/ Observado
TRÊS MARIAS 80323 83112 103,47% 78957 98,30% 0,95
QUEIMADO 20621 13972 67,75% 20265 98,27% 1,00*
SOBRADINHO 155709 141250 90,71% 155376 99,79% 1,10
ITAPARICA 287297 240037 83,55% 288044 100,26% 1,20
MOXOTÓ 25628 23042 89,91% 25345 98,90% 1,10
P. AFONSO 1,2,3 99768 113385 113,65% 102047 102,28% 0,90
P. AFONSO 4 511034 485100 94,93% 509356 99,67% 1,05
XINGO 711297 692318 97,33% 713103 100,25% 1,03
TOTAL 1891676 1792216 94,74% 1892493 100,04% -
* adotado fator de rendimento constante
54
5. Resultados
A partir do uso dos fatores de correção são feitas simulações para os anos de 2009
e 2010 sem a capacidade de armazenamento do reservatório de Sobradinho. São
apresentadas, a seguir, as comparações dos volumes de armazenamento e das potências
praticadas nos cenários, conforme descrito anteriormente.
As defluências definidas como política nas usinas de Três Marias, Queimado e
Sobradinho são as mesmas defluências observadas e utilizadas na simulação de
referência. A fim de avaliar a geração de acordo com as vazões disponíveis, as
defluências resultantes da simulação na usina de Sobradinho foram utilizadas como
política a ser praticada nos aproveitamentos à jusante.
No desvio do Complexo Paulo Afonso, a prioridade de geração foi em Paulo
Afonso 4. Desta forma, a defluência neste aproveitamento segue a vazão resultante de
Sobradinho até a capacidade de engolimento máximo das turbinas. Como consequência,
as vazões definidas como política nos aproveitamentos de Moxotó e Itaparica são a
diferença da vazão defluente resultante em Sobradinho e da vazão direcionada para
Paulo Afonso 4.
5.1. Simulação sem o reservatório de Sobradinho no ano de 2009
Como as usinas de Três Marias e Queimado estão à montante de Sobradinho, os
volumes úteis de seus reservatórios não são afetados e se mantêm próximo dos volumes
observados. O volume de armazenamento de Sobradinho, conforme premissa adotada
na simulação, se mantem com 0%. No entanto, ele não causa impacto significativo na
capacidade de geração das usinas à jusante, uma vez que grande parte da vazão que
atinge as usinas com maior produção está no trecho entre Três Marias e Sobradinho.
Devido à política adotada – defluir em Itaparica o resultado da defluência na usina
de montante –, a diminuição do volume útil armazenado em Itaparica ocorre devido à
perda por evaporação e ao uso consuntivo. No cenário simulado, a menor EAR neste
reservatório se deve á maior defluência adotada em Itaparica se comparado com a
operada na realidade. Ocorre, entretanto maior geração nos aproveitamentos à jusante.
55
O reservatório de Itaparica (Figura 29), no entanto, diminui a capacidade ao longo
do ano, mas não atinge o nível mínimo. Isso se dá devido às vazões altas ao longo do
ano de 2009, que recarregam o reservatório.
Figura 51 – Volume útil de armazenamento em Itaparica - simulação sem reservação em
Sobradinho – 2009
São apresentados, nas Figuras 30a, 30b, 30c, 30e e 30f, os resultados da geração
dos aproveitamentos à jusante do reservatório de Sobradinho, que são impactadas pela
sua capacidade de reservação.
Figura 52 – Geração em Sobradinho - simulação sem reservação em Sobradinho - 2009
Como a região do Rio São Francisco possui comportamento sazonal bem
definido, com vazões mais baixas no período seco, sem a capacidade de armazenamento
do reservatório de Sobradinho, houve a diminuição significativa da capacidade de
regularização das vazões à jusante do reservatório, acompanhado da diminuição da
disponibilidade hídrica nessa região.
0
20
40
60
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100
120
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%
Verificado Simulado
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400
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Observada Simulado
56
Figura 53 – Geração em Itaparica - sem reservação em Sobradinho – 2009
Figura 54 – Geração em Moxotó - sem reservação em Sobradinho – 2009
Figura 55 – Geração em Paulo Afonso 1, 2, 3 - sem reservação em Sobradinho – 2009
0200400600800
1000120014001600
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MWmed
Observada Simulado
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
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MWmed
Observada Simulado
0
200
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600
800
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1400
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MWmed
Observada Simulado
57
Figura 56 – Geração em Paulo Afonso 4 - sem reservação em Sobradinho – 2009
Figura 57 – Geração em Xingó - sem reservação em Sobradinho - 2009
Como consequência, a partir da geração total da bacia (Figura 30g), é possível
notar que ocorre um aumento significativo da energia produzida durante o período
úmido e uma grande redução no período seco.
Figura 58 – Geração total - sem reservação em Sobradinho - 2009
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
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MWmed
Observada Simulado
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
3500,00
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MWmed
Observada Simulado
0,00
2000,00
4000,00
6000,00
8000,00
10000,00
12000,00
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MWmed
Observada Simulado
58
Destaque para Paulo Afonso 4 que, diferente das outras usinas à jusante de
Sobradinho, gera quase sempre o programado na simulação. Isso ocorre devido à
política praticada ao longo do ano, no qual muito foi gerado em Moxotó e Paulo Afonso
1, 2, 3 antes de atingir o limite de Paulo Afonso 4, que possui uma potência instalada
maior que a das duas usinas fora do desvio. A simulação apresentada tenta maximizar a
produção, priorizando a geração em Paulo Afonso 4. No entanto, poderia ter sido
atingido uma menor eficiência no sistema se fosse adotado como política de defluência
em Moxotó e Paulo Afonso 1, 2, e 3 as vazões que de fato foram praticadas em 2009.
A Tabela 5 apresenta o total das potências praticadas em cada usina ao longo do
ano de 2009 e das potências simuladas neste trabalho. Também está apresentada a
relação entre a potência simulada e a observada em cada aproveitamento.
Tabela 5 – Potências observadas e simuladas no cenário sem a capacidade do reservatório
de Sobradinho ao longo do ano de 2009
USINA Observado (MW) Simulado ajustado (MW) Simulado /Obs. (%)
TRÊS MARIAS 122687 125882 102,60%
QUEIMADO 27270 27926 102,41%
SOBRADINHO 177487 163586 92,17%
ITAPARICA 329503 353231 107,20%
MOXOTÓ 46312 37473 80,91%
P. AFONSO 1,2,3 181744 128589 70,75%
P. AFONSO 4 479236 708282 147,79%
XINGO 801863 863391 107,67%
TOTAL 2166101 2408360 111,18%
Como no total gerado em todas as usinas, a potência sem o reservatório é maior
que a praticada: na simulação foi praticado 111,18% da energia simulada, o que se deve
à política adotada neste ano. Optou-se por diminuir as vazões no período úmido
aumentando o volume útil armazenado no reservatório de Sobradinho. Como já
apresentado na Figura 25c, o armazenamento nesta usina aumentou, passando de
26,79% para 64,97% de seu volume útil. Assim, aumentou-se a energia armazenada em
Sobradinho disponível para anos com ENAs menores.
Como a geração de energia é definida pela demanda, é conveniente analisar o
resultado da simulação considerando a potência programada como limite da simulada.
59
Figura 59 – Geração total - simulação sem reservação em Sobradinho limitada pela geração
programada – 2009
A partir da restrição representada na Figura 30h, observa-se que só é atendida
84% da potência total requerida ao longo do ano de 2009. Também é possível
identificar que a geração não é atendida em 51% dos dias simulados.
Também é importante ressaltar que, mesmo sem a capacidade de
armazenamento do reservatório de Sobradinho, o sistema todo se beneficia da
capacidade de regularização de vazões do reservatório de Três Marias, que corresponde
a 32% do volume útil da bacia do Rio São Francisco. Como pode ser observado na
Figura 16a, o nível deste reservatório diminui no período seco e aumenta no período
úmido, contribuindo para a capacidade de geração de toda a cascata.
5.2. Simulação sem o reservatório de Sobradinho no ano de 2010
De forma análoga ao que foi apresentado para a simulação de 2009, não foram
apresentados neste trabalho os resultados para os reservatórios de Três Marias e
Queimado, situados a montante de Sobradinho, pois seus volumes úteis de
armazenamento não foram modificados com a ausência da capacidade de reservação de
Sobradinho.
No entanto, o reservatório de Itaparica (Figura 31), diminui ainda mais a
capacidade ao longo do ano, atingindo o nível mínimo em Novembro.
Ao longo de 2010, assim como nos anos subsequentes, foram implementadas
políticas de redução de defluências com o objetivo de aumentar o nível dos
reservatórios. Como consequência, a simulação apresenta maiores vazões defluentes
que as observadas, sendo responsável pela diminuição mais expressiva do volume de
0,00
2000,00
4000,00
6000,00
8000,00
10000,00
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
60
armazenamento do reservatório se comparado com o cenário simulado para o ano
anterior.
Figura 60 - Volume útil de armazenamento em Itaparica - simulação sem reservação em
Sobradinho – 2010
As potências praticadas nas usinas à jusante de Sobradinho também seguem a
mesma variação que a descrita para o ano anterior, como apresentado nas Figuras 32a,
32b, 32c, 32e e 32f.
Figura 61 – Geração em Sobradinho - simulação sem reservação em Sobradinho – 2010
0
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%
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jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
61
Figura 62 – Geração em Itaparica - simulação sem reservação em Sobradinho – 2010
Figura 63 – Geração em Moxotó - simulação sem reservação em Sobradinho – 2010
Figura 64 – Geração em Paulo Afonso 1, 2, 3 - simulação sem reservação em Sobradinho – 2010
0200400600800
1000120014001600
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
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MWmed
Observada Simulado
62
Figura 65 – Geração em Paulo Afonso 4- simulação sem reservação em Sobradinho – 2010
Figura 66 – Geração em Xingó - simulação sem reservação em Sobradinho – 2010
Figura 67 – Geração total - simulação sem reservação em Sobradinho – 2010
Na Tabela 6 estão resumidas as potências praticadas e simuladas ao longo do ano
de 2010, como apresentado para o ano anterior. É possível verificar que as gerações
simuladas correspondem a 86,98% das praticadas no mesmo período. Esta diminuição
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
3500,00
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
0,00
2000,00
4000,00
6000,00
8000,00
10000,00
12000,00
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
63
se justifica pela política praticada ao longo do ano. Como as ENAs em 2010 foram
significativamente mais baixas que em 2009, optou-se por usar parte do volume
armazenado em Sobradinho para aumentar a geração de energia. Como é possível
verificar na Figura 16c, ao longo do ano de 2010 ocorre uma redução de cerca de 30%
no volume útil de armazenamento de Sobradinho.
Tabela 6 – Potências observadas e simuladas no cenário sem a capacidade do reservatório
de Sobradinho ao longo do ano de 2010
USINA Observado (MW) Simulado ajust.(MW) Simulado /Obs. (%)
TRÊS MARIAS 80323 78957 98,30%
QUEIMADO 20625 20265 98,27%
SOBRADINHO 155709 133676 85,85%
ITAPARICA 287297 236405 82,29%
MOXOTÓ 25628 7675 29,95%
P. AFONSO 1,2,3 99768 32463 32,54%
P. AFONSO 4 511034 528281 103,38%
XINGO 711297 607639 85,43%
TOTAL 1891676 1645361 86,98%
Como apresentado para o ano de 2009, foi considerada a potência observada
como limite praticado, o que pode ser visto na Figura 32h. Neste cenário, o atendimento
da geração ocorre em 68% dos dias simulados e corresponde a 75% da potência
observada.
Figura 68 – Geração total - simulação sem reservação em Sobradinho limitada pela geração
observada – 2010
É importante apontar que a programação das potências acompanha a oferta de
vazões disponível no período considerado. Quando determinada bacia possui ENAs e
0,00
2000,00
4000,00
6000,00
8000,00
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MWmed
Observada Simulado
64
EARs baixas, é priorizada a geração em outra região ou a partir de usinas
termoelétricas.
Portanto, a análise até agora apresentada considera o atendimento em relação a um
determinado cenário segundo as condições da bacia naquele momento, com potências
mais baixas em períodos com vazões menores e mais altas em períodos com vazões
maiores.
65
6. Conclusões e Recomendações
Uma das funções de maior importância do reservatório da UHE Sobradinho é
principalmente a regularização de vazões ao longo do ano, compensando a sazonalidade
das afluências e permitindo o atendimento da demanda no período de estiagem.
Esta qualidade fica clara ao comparar a geração observada com a geração
simulada ao longo dos dois períodos estudados: nos dois momentos o não atendimento
da potência programada ocorre principalmente ao longo do período seco, ao passo que é
observado excesso durante o período úmido.
O reservatório também permite o aumento da Energia Armazenada (EAR) entre
os anos, havendo maior geração mesmo em períodos com Energias Naturais Afluentes
(ENAs) mais baixas. Esse benefício fica evidente nos exemplos apresentados neste
trabalho: a geração simulada sem a reservação em Sobradinho é maior que a observada
ao longo do ano de 2009 (período com vazões altas) e menor ao longo de 2010 (ano
com vazões baixas).
No entanto, as baixas ENAs ao longo dos últimos anos são responsáveis pela
diminuição da potência programada nesta bacia. As políticas adotadas em períodos de
escassez visam manter os reservatórios em um nível que permita a confiança para
garantir o atendimento aos usos consuntivos.
Em contrapartida, a potência instalada das usinas eólicas aumenta
substancialmente. Em alguns momentos a geração verificada por meio desta fonte
ultrapassa a geração hidráulica programada.
A crise hídrica na região da bacia do rio São Francisco, associada ao grande
crescimento do parque eólico na região estudada, reforça o potencial de investimento
nesse tipo de fonte de energia para suprir a necessidade energética da região.
Nesse contexto, a gestão de recursos hídricos na região se dá principalmente para
garantir o atendimento dos usos múltiplos, priorizando os usos consuntivos em
situações de escassez e permitindo a geração de energia segundo a demanda. O
reservatório de Sobradinho, junto com os demais da bacia do Rio São Francisco, ajuda a
viabilizar essa gestão.
A ferramenta Hydroexpert, simulador hidráulico de fácil interação, mostrou-se
muito útil para atingir os objetivos almejados. Recomenda-se sua utilização em outros
estudos similares, em especial em situações de escassez hídrica ou controle de cheias,
66
como forma de definição ou análise das políticas de operação dos reservatórios no
Brasil.
Para trabalhos futuros, recomenda-se realizar a simulação para diferentes anos que
possuam vazões altas, como em 2007, e anos com séries de vazões mais baixas, como
2017. Também é interessante considerar um período maior de tempo, a fim de analisar
o cenário em uma maior escala. Além de restringir também o reservatório de Três
Marias, limitando, assim, mais de 90% da capacidade de reservação da bacia.
Outro possível trabalho é a aplicação do cenário de referência para diferentes
bacias. O fator de correção pode ser utilizado para aproximar o resultado simulado dos
valores observados em atividades realizadas pelo ONS.
Para analisar o impacto financeiro da perda de energia nos cenários simulados é
recomendado quantificar o custo de geração nos períodos em que não ocorre o
atendimento da energia por falta de vazão. Este valor pode ser comparado com o custo
de construção do próprio reservatório.
67
7. Referências bibliográficas
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Brasil 2018: informe anual. Brasília – DF. 2019a
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no Brasil. 2019b. Brasília – DF.
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2018. Disponível em <http://www3.ana.gov.br/portal/ANA/as-12-regioes-
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COMITÊ DA BACIA HIDROGRÁFICADO RIO SÃO FRANCISCO (CBHSF) –
Resumo Executivo do Plano de Recursos Hídricos da Bacia Hidrográfica do
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EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA (EPE). Plano Decenal de Expansão de
Energia 2027. Rio de Janeiro. 2018b
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