operação integrada hidro/solar na bacia do alto são...
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UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINASFaculdade de Engenharia Mecânica
Jorge Daniel Páez Mendieta
Operação integrada hidro/solar nabacia do Alto São Francisco
CAMPINAS2018
JORGE DANIEL PÁEZ MENDIETA
Operação integrada hidro/solar na bacia doAlto São Francisco
Dissertação de Mestrado apresentada à Facul-dade de Engenharia Mecânica da UniversidadeEstadual de Campinas como parte dos requisitosexigidos para obtenção do título de Mestre emPlanejamento de Sistemas Energéticos.
Orientador: Profa. Dra. Ieda Geriberto Hidalgo
ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃOFINAL DA TESE DEFENDIDA PELO ALUNO JORGEDANIEL PÁEZ MENDIETA, E ORIENTADA PELAPROFA. DRA. IEDA GERIBERTO HIDALGO
......................................................................ASSINATURA DA ORIENTADORA
CAMPINAS2018
Agência(s) de fomento e nº(s) de processo(s): Não se aplica.
Ficha catalográficaUniversidade Estadual de Campinas
Biblioteca da Área de Engenharia e ArquiteturaLuciana Pietrosanto Milla - CRB 8/8129
Páez Mendieta, Jorge Daniel, 1980- B139o P_aOperação integrada hidro/solar na Bacia do Alto São Francisco / Jorge
Daniel Páez Mendieta. – Campinas, SP : [s.n.], 2018.
P_aOrientador: Ieda Geriberto Hidalgo. P_aDissertação (mestrado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade
de Engenharia Mecânica.
P_a1. Energia renovável. 2. Usina hidrelétrica. 3. Energia solar. 4. Bacias
hidrográficas - São Francisco - Rio. I. Hidalgo, Ieda Geriberto, 1976-. II.Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecânica. III.Título.
Informações para Biblioteca Digital
Título em outro idioma: Integrated hydro/solar operation in the Upper San Francisco basinPalavras-chave em inglês:Renewable energyHydroeletric power plantsolar energyRiver basins - San Francisco - RiverÁrea de concentração: Planejamento de Sistemas EnergéticosTitulação: Mestre em Planejamento de Sistemas EnergéticosBanca examinadora:Ieda Geriberto Hidalgo [Orientador]Thais Gama de SiqueiraAdriano ThomazData de defesa: 22-02-2018Programa de Pós-Graduação: Planejamento de Sistemas Energéticos
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)
UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS
FACULDADE DE ENGENHARIA MECÂNICA
COMISSÃO DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIAMECÂNICA
PLANEJAMENTO DE SISTEMAS ENERGÉTICOS
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
Operação integrada hidro/solar na bacia doAlto São Francisco
Autor: Jorge Daniel Páez Mendieta
Orientadora: Profa. Dra. Ieda Geriberto Hidalgo
A Banca Examinadora composta pelos membros abaixo aprovou esta Dissertação:
Profa. Dra. Ieda Geriberto Hidalgo, PresidenteUniversidade Estadual de Campinas
Profa. Dra. Thais Gama de SiqueiraUniversidade Federal de Alfenas
Prof. Dr. Adriano ThomazUniversidade Virtual do Estado de São Paulo
A Ata de defesa com as respectivas assinaturas dos membros encontra-se no processo devida acadêmica do aluno.
Campinas, 22 de fevereiro de 2018.
Dedico este trabalho a Deus e a minha família.
Agradecimentos
Acima de tudo, agradeço a Deus pela oportunidade de estudar fora do meu país e porestar comigo sempre.
Agradeço aos meus pais, Román e Felicita, pelo amor e apoio incondicional. A todos meusirmãos, de sangue e espirituais, que com mensagens e ligações continuaram me dando seucarinho ainda em outro país.
Ao programa de bolsas BECAL (Becas Don Carlos Antonio López) do Paraguai, peloapoio nanceiro.
Agradeço a minha orientadora, a professora Ieda Geriberto Hidalgo, pela sua orientação,dedicação, apoio, boa disposição, ajuda e conselhos no desenvolvimento desta dissertação.
Às minhas amigas e colegas da "Sala 301 e Agregados": Caroline Ferreira Paulino, SaraRestrepo e Laura Silva, pela ajuda e pelos bons momentos juntos.
A todos meus professores do programa de "Planejamento de Sistemas Energéticos". Aosprofessores Thais e Adriano, pela sua amabilidade e suas valiosas sugestões dadas noexame de qualicação.
A todos meus amigos Mercosul que me ajudaram de forma direta ou indireta no desen-volvimento deste trabalho.
Se eu vi mais longe,foi por estar sobre os ombros dos gigantes
Isaac Newton
Resumo
Neste trabalho um sistema integrado hidro/solar para a Bacia do Alto SãoFrancisco (BASF) é analisado. A operação combinada da Usina Hidrelétrica (UHE) TrêsMarias com uma Usina Solar Fotovoltaica (UFV) projetada é avaliada, com o objetivo deaumentar o nível do reservatório.
A instalação de uma UFV integrada à UHE Três Marias justica-se pelo baixonível do reservatório e pela redução da geração hidrelétrica a partir de 2012 e 2014, respec-tivamente. A região apresenta uma incidência solar suciente para geração fotovoltaica,porem não há UFVs integradas às UHEs em toda a extensão da bacia.
Utiliza-se um modelo hidrológico/hidrelétrico que representa a BASF e a UHETrês Marias. O modelo hidrológico/hidrelétrico é projetado, calibrado, validado e simu-lado na plataforma de software RS MINERVE. Os resultados obtidos a partir da simulaçãodo modelo hidrológico/hidrelétrico são levados em consideração para o dimensionamentoda capacidade instalada da UFV projetada.
Os parâmetros de entrada para o modelo hidrológico são os dados de preci-pitação e evapotranspiração obtidos do Banco de Dados Meteorológicos para Ensino ePesquisa (BDMEP). O modelo hidrelétrico utiliza dados de físicos e de operação da UHETrês Marias fornecidos pela Agência Nacional de Águas (ANA) e pela Companhia Ener-gética de Minas Gerais S.A. (CEMIG). A UFV projetada emprega dados de insolaçãosolar disponíveis no BDMEP. Os dados são consistentes e correspondem ao período de1987 a 2016. Considerando a disponibilidade e a qualidade dos dados, o modelo hidroló-gico/hidrelétrico é calibrado para o período de 1999 a 2002 e validado em 2003.
São avaliados dois cenários de estudo para quanticar o volume de água ar-mazenado no reservatório. No primeiro cenário, sem variação climática, reduz-se a vazãoturbinada do modelo hidrelétrico para aumentar o nível do reservatório. No segundo ce-nário, com variação climática, são alterados os dados de precipitação e evapotranspiraçãodo modelo hidrológico para estudar o impacto das mudanças climáticas no nível do reser-vatório. Em ambos são consideradas as restrições operacionais estabelecidas pela ANA,pelo ONS e pela CEMIG.
Palavras-chave: Bacia do Alto São Francisco, usina hidrelétrica, usina solar, energiarenovável.
Abstract
In this work an integrated hydro/solar system for the Upper San FranciscoBasin (BASF) is analyzed. The combined operation of the Três Marias HydroelectricPlant (UHE) with a projected Solar Photovoltaic Plant (UFV) is evaluated, in order toincrease the level of the reservoir.
The installation of a UFV, integrated to the Três Marias UHE, is justiedby the low level of the reservoir and by the reduction of hydroelectric generation from2012 and 2014, respectively. The region has sucient solar incidence for photovoltaicgeneration, but there are no UFVs integrated to the UHEs throughout the basin.
A hydrological/hydroelectric model is used to represent BASF and UHE TrêsMarias. The model is designed, calibrated, validated and simulated on the RS MINERVEsoftware platform. The results obtained from the simulation of the model are taken intoaccount for the sizing of the installed capacity of the projected UFV.
The input parameters for the hydrological model are precipitation and evapo-transpiration data obtained from the Meteorological Database for Teaching and Research(BDMEP). The hydroelectric model uses physical and operating data from the Três Ma-rias UHE provided by the National Water Agency (ANA) and Energy Company of MinasGerais (CEMIG). The projected UFV employs solar insolation data available in the BD-MEP. All data are consistent and correspond to the period from 1987 to 2016. Consideringthe availability and quality of the data, the hydrological/hydroelectric model is calibratedfor the period from 1999 to 2002 and validated in 2003.
Two study scenarios are evaluated to quantify the volume of water stored inthe reservoir. In the rst scenario, without climatic variation, the turbinated ow rate ofthe hydroelectric model is reduced to increase the reservoir level. In the second scenario,with climatic variation, the precipitation and evapotranspiration data of the hydrologicalmodel are altered to study the impact of climate changes at the reservoir level. Bothscenarios consider operational restrictions established by ANA, ONS and CEMIG.
Key-words: Upper San Francisco Basin, hydroelectric power plant, solar power plant,renewable energy.
Lista de Ilustrações
1.1 Cenário previsto para a distribuição da matriz energética brasileira em 2050. 211.2 Mapa com representação simplicada da integração entre os sistemas de
produção e transmissão para o suprimento do mercado consumidor brasileiro. 221.3 Bacias hidrográcas do Brasil. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252.1 Oferta interna de eletricidade por fonte no Brasil em 2018. . . . . . . . . . 272.2 Esquema e principais variáveis de uma usina hidrelétrica. . . . . . . . . . . 282.3 Representação gráca da equação de balanço hídrico. . . . . . . . . . . . . 292.4 Polinômio área/cota para a usina Emborcação. . . . . . . . . . . . . . . . . 312.5 Polinômio cota/volume para a usina Emborcação. . . . . . . . . . . . . . . 312.6 Polinômio do canal de fuga para a usina Emborcação. . . . . . . . . . . . . 322.7 Função de potência máxima para usina Chavantes. . . . . . . . . . . . . . 322.8 Função de engolimento máximo para a usina Chavantes. . . . . . . . . . . 332.9 Função de rendimento de um gerador da usina de Itaipu. . . . . . . . . . . 342.10 Função de rendimento da turbina de uma unidade geradora de Manso. . . 352.11 Representação da curva colina na forma de curvas de igual rendimento -
curvas de nível. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352.12 Características físicas do reservatório de uma UHE. . . . . . . . . . . . . . 362.13 Usina de geração fotovoltaica conectada ao sistema elétrico. . . . . . . . . . 382.14 Perl da irradiância solar ao longo de um dia. . . . . . . . . . . . . . . . . 392.15 Mapa de radiação solar global média sazonal do território brasileiro. . . . . 402.16 Estrutura de uma célula fotovoltaica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 412.17 Curva característica I-V e P-V de um módulo fotovoltaico. . . . . . . . . . 422.18 Representação das curvas I-V relativas à associação em série de três módu-
los fotovoltaicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 442.19 Representação das curvas I-V relativas à associação em paralelo de três
módulos fotovoltaicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 442.20 Representação das curvas I-V relativas à associação mista de três módulos
fotovoltaicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 452.21 Inuência da radiação solar na operação do módulo fotovoltaico. . . . . . . 472.22 Inuência da temperatura na operação do módulo fotovoltaico. . . . . . . . 483.1 Localização da RHSF. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 513.2 Radiação solar global horizontal média anual da RHSF. . . . . . . . . . . . 533.3 Diagrama esquemático das principais UHEs na RHSF. . . . . . . . . . . . 543.4 Localização dos reservatórios e UFVs no mapa solarimétrico do Brasil. . . 563.5 Histórico de volumes úteis dos reservatórios da RHSF. . . . . . . . . . . . . 573.6 Demanda média anual de eletricidade, geração de eletricidade por UHEs,
UTEs, UELs e intercâmbio de eletricidade (positivo é importado, negativoé exportado para outras regiões do Brasil) para o Nordeste do Brasil. . . . 58
4.1 Modelo GR4J. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 624.2 Modelo SOCONT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
4.3 Modelo HBV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 644.4 Modelo SAC-SMA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 664.5 Esboço descritivo (a) e perl transversal (b) disponível para o cálculo com-
putacional do roteamento dos canais dos objetos Rio. . . . . . . . . . . . . 684.6 Objetos Base e Rio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 754.7 Objetos Infraestrutura e Padrão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 765.1 Localização da BASF e UHE Três Marias na RHSF. . . . . . . . . . . . . 825.2 Insolação solar média diária anual de Minas Gerais e da BASF. . . . . . . 836.1 Modelos hidrológico e hidrelétrico projetados no RS MINERVE. . . . . . . 846.2 Estações uviométricas (a) e pluviométricas (b) na BASF. . . . . . . . . . 866.3 Regiões hidrologicamente homogêneas da BASF. . . . . . . . . . . . . . . 876.4 Modelo hidrológico/hidrelétrico completo da BASF. . . . . . . . . . . . . . 887.1 Comparação QRegistrada/QSimulada após processo de calibração e vali-
dação - Região Rio Pará e Rio Paraopeba. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 917.2 Comparação QRegistrada/QSimulada após processo de calibração e vali-
dação - Região Rio São Francisco e Reservatório Três Marias. . . . . . . . . 927.3 Características e considerações dos cenários de estudo avaliados. . . . . . . 947.4 Trajetórias do comportamento do volume do reservatório de Três Marias
variando a vazão turbinada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 957.5 Trajetórias do comportamento da vazão deuente do reservatório de Três
Marias variando a vazão turbinada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 957.6 Suprimento solar da UFV projetada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 977.7 Grácos de correlação e coecientes de Pearson para as relações R1 e R2. 1037.8 Trajetórias de volume, vazão deuente e produção hidrelétrica da UHE
Três Marias para o cenário 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1087.9 Trajetórias de volume, vazão deuente e produção hidrelétrica da UHE
Três Marias para o cenário 2, caso 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1097.10 Trajetórias de volume, vazão deuente e produção hidrelétrica da UHE
Três Marias para o cenário 2, caso 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1107.11 Volumes acumulados no reservatório da UHE Três Marias, expressos em
porcentagem de volume útil, para os três cenários avaliados. . . . . . . . . 111
Lista de Tabelas
3.1 UHEs instaladas na RHSF. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 543.2 Boletim diário da situação dos reservatórios da RHSF. . . . . . . . . . . . 554.1 Lista de parâmetros e condições iniciais para o modelo GR4J. . . . . . . . 624.2 Lista de parâmetros e condições iniciais para o modelo SOCONT. . . . . . 644.3 Lista de parâmetros e condições iniciais para o modelo HBV. . . . . . . . . 654.4 Lista de parâmetros e condições iniciais para o modelo SAC-SMA. . . . . 664.5 Lista de parâmetros e condições iniciais para o objeto Virtual Station. . . . 674.6 Lista de parâmetros para o roteamento de canais. . . . . . . . . . . . . . . 684.7 Dados emparelhados e condições iniciais necessários para o objeto Reservoir. 714.8 Dados necessário emparelhados para o objeto Level-Discharge Relation(HQ).
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 714.9 Dados emparelhados, parâmetros e condições iniciais necessários para o
objeto Turbine. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 724.10 Dados emparelhados e parâmetros necessários para o objeto Hydropower. . 734.11 Dados emparelhados necessários para o objeto Diversion. . . . . . . . . . 744.12 Intervalos e valores ideais utilizados na função objetivo. . . . . . . . . . . . 787.1 Indicadores de desempenho após o processo de calibração e validação. Com-
parador 1 - Região Rio Pará. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 907.2 Indicadores de desempenho após o processo de calibração e validação. Com-
parador 2 - Região Rio Paraopeba. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 907.3 Indicadores de desempenho após o processo de calibração e validação. Com-
parador 3 - Região Rio São Francisco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 907.4 Indicadores de desempenho após o processo de calibração e validação. Com-
parador 4 - Reservatório Três Marias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 907.5 Módulo Solar Cristalino Bosh c-Si M 60. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 967.6 Características elétricas do módulo Bosh c-Si M 60. . . . . . . . . . . . . 967.7 Suprimento solar mensal da UFV projetada para os dias com maior apro-
veitamento solar, considerando 10% da vazão turbinada da UHE Três Marias. 987.8 Suprimento solar mensal da UFV projetada para os dias com menor apro-
veitamento solar, considerando 10% da vazão turbinada da UHE Três Marias. 987.9 Volume nal mensal de água acumulada no reservatório da UHE Três Ma-
rias, considerando os dias com maior aproveitamento solar. . . . . . . . . . 997.10 Volume de água nal mensal acumulada no reservatório da UHE Três Ma-
rias, considerando os dias com menor aproveitamento solar. . . . . . . . . . 997.11 Volume de água nal mensal acumulada (∆V ) média mensal no reservatório
da UHE Três Marias, considerando todos os dias do ano. . . . . . . . . . . 997.12 Suprimento solar mensal da UFV projetada, para os dias com maior apro-
veitamento solar, considerando uma diminuição de 10% da precipitação eum aumento de 7% de evapotranspiração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
7.13 Suprimento solar mensal da UFV projetada, para os dias com menor apro-veitamento solar, considerando uma diminuição de 10% da precipitação eum aumento de 7% de evapotranspiração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
7.14 Suprimento solar mensal da UFV projetada, para os dias com maior apro-veitamento solar, considerando uma diminuição de 20% da precipitação eum aumento de 7% de evapotranspiração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
7.15 Suprimento solar mensal da UFV projetada, para os dias com menor apro-veitamento solar, considerando uma diminuição de 20% da precipitação eum aumento de 7% de evapotranspiração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
7.16 Comparação do volume do reservatório da UHE Três Marias, sem varia-ção climática, com os volumes nais do reservatório com diminuição de10% (Volume A) e 20% (Volume B) da precipitação e aumento de 7% deevapotranspiração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
7.17 Relação (R1) = Volume Reservatório (VR)/Produção Hidrelétrica (PH) eRelação (R2) = Vazão Turbinada (VT)/Produção Hidrelétrica (PH). . . . 104
7.18 Volume nal mensal de água acumulada (∆V ) no reservatório e vazão nãoturbinada da UHE Três Marias para os dias com maior aproveitamentosolar. Diminuição de 10% de precipitação e aumento de 7% de evapotrans-piração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
7.19 Volume nal mensal de água acumulada (∆V ) no reservatório e vazão nãoturbinada da UHE Três Marias para os dias com menor aproveitamentosolar. Diminuição de 10% de precipitação e aumento de 7% de evapotrans-piração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
7.20 Volume nal mensal de água acumulada (∆V ) no reservatório da UHE TrêsMarias, considerando uma diminuição de 10% de precipitação e aumentode 7% de evapotranspiração, para todos os meses do ano. . . . . . . . . . 105
7.21 Volume nal mensal de água acumulada (∆V ) no reservatório e vazão nãoturbinada da UHE Três Marias para os dias com maior aproveitamentosolar. Diminuição de 20% de precipitação e aumento de 7% de evapotrans-piração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
7.22 Volume nal mensal de água acumulada (∆V ) no reservatório e vazão nãoturbinada da UHE Três Marias para os dias com menor aproveitamentosolar. Diminuição de 20% de precipitação e aumento de 7% de evapotrans-piração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106
7.23 Volume de água acumulada (∆V ) média mensal no reservatório da UHETrês Marias, considerando uma diminuição de 20% de precipitação e au-mento de 7% de evapotranspiração, para todos os dias do ano. . . . . . . 106
Lista de Siglas e Acrônimos
AG Algoritmo Genético
AMCMC Adaptive Markov Chain Monte Carlo
ANA Agência Nacional de Águas
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
BASF Bacia do Alto São Francisco
BDMEP Banco de Dados Meteorológicos para Ensino e Pesquisa
BIG Banco de Informações de Geração
BS Bias Score
CA Corrente Alternada
CBHSF Comitê da Bacia Hidrográca do Rio São Francisco
CC Corrente Contínua
CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CEMIG Companhia Energética de Minas Gerais S.A.
CHESF Companhia Hidrelétrica do São Francisco S.A.
CLHR Coupled Latin Hypercube and Rosenbrock
CMO Custo Marginal de Operação
CNRH Conselho Nacional de Recursos Hídricos
CO Centro-Oeste
COELBA Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia
COSR-SE Centro Regional de Operação Sudeste
CREALP Centre de Recherche Sur l'Environnement Alpin
ELETROBRAS Centrais Elétricas Brasileiras S.A.
EPE Empresa de Pesquisa Energética
EPFL École Polytechnique Fédérale de Lausanne
GSM Glacier Snow Melting
GR3 Génie Rural à 3 Paramètres
GR4J Génie Rural à 4 Paramètres Journalier
HBV Hydrologiska Byrans Vattenbalansavdelning
IBGE Instituto Brasileiro de Geograa e Estatística
INMET Instituto Nacional de Meteorologia
IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change
IPCC-AR4 Intergovernmental Panel on Climate Change - Fourth Assessment Report
IPCC-ARS Intergovernmental Panel on Climate Change - Second Assessment Report
LER Leilão de Energia de Reserva
MCP Mercado de Curto Prazo
MME Ministério de Minas e Energia
MPPT Maximum Power Point Tracking
N Norte
NE Nordeste
NOCT Normal Operation Cell Temperature
NPE Normalized Peak Error
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico
PDO Programação Diária da Operação
PLD Preço de Liquidação das Diferenças
PMO Planejamento Mensal de Operação
PNE Plano de Energia Nacional
PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Renováveis
PISF Projeto de Integração do Rio São Francisco
RHSF Região Hidrográca de São Francisco
RRMSE Relative Root Mean Square Error
RVB Relative Volume Bias
S Sul
SAC-SMA Sacramento Soil Moisture Accounting
SCE-UA Shued Complex Evolution - University of Arizona
SE Sudeste
SEB Setor Elétrico Brasileiro
SIN Sistema Interligado Nacional
SOCONT Soil Contibution
SPEA Strenght Pareto Evolutionary Algorithm
STC Standard Test Conditions
SWMM Storn Water Management Model
UAMC Uniforme Adaptative Monte Carlo
UG Unidade Geradora
UEL Usina Eólica
UFV Usina Solar Fotovoltaica
UHE Usina Hidrelétrica
UPV Universitat Politècnica de València
UTE Usina Termelétrica
Sumário
1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191.1 Geração de energia elétrica a partir de UHEs e UFVs no Brasil . . . 191.2 Planejamento de operação do Sistema Interligado Nacional (SIN)
brasileiro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211.3 Bacias hidrográcas do Brasil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231.4 Contextualização e objetivo do trabalho . . . . . . . . . . . . . . . 26
2 Geração de energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272.1 Usinas hidrelétricas (UHEs) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
2.1.1 Composição das UHEs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272.1.2 Equação de balanço hídrico das UHEs . . . . . . . . . . . 282.1.3 Função de produção hidrelétrica das UHEs . . . . . . . . . 302.1.4 Dados físicos das UHEs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302.1.5 Características físicas do reservatório de uma UHE . . . . 352.1.6 Volume para vertimento de uma UHE . . . . . . . . . . . 36
2.2 Usinas solares (UFVs) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372.2.1 Organização de uma UFV . . . . . . . . . . . . . . . . . . 402.2.2 Inuência da radiação solar e da temperatura em módulos
fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 462.2.3 Sombreamento de módulos fotovoltaicos . . . . . . . . . . 482.2.4 Energia produzida pelos módulos fotovoltaicos . . . . . . . 48
3 Região hidrográca do rio São Francisco (RHSF) . . . . . . . . . . . . . . 513.1 Características . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 513.2 UHEs instaladas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 533.3 UFVs instaladas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 553.4 Principais problemas na RHSF . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
4 Plataforma de simulação: RS MINERVE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 604.1 Software RS MINERVE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 604.2 Modelos hidrológicos e objetos hidráulicos . . . . . . . . . . . . . . 61
4.2.1 Objetos Base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 614.2.2 Objetos Rio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 674.2.3 Objetos de Infraestruturas Hidráulicas e de Regulação . . 704.2.4 Objetos Padrão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
4.3 Módulo Expert . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 774.3.1 Algoritmos de calibração dos parâmetros dos modelos hi-
drológicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 774.3.2 Função objetivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
5 Objetos de estudo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 815.1 Bacia do Alto São Francisco (BASF) . . . . . . . . . . . . . . . . . 815.2 UHE Três Marias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 815.3 Complementariedade hidro/solar na BASF . . . . . . . . . . . . . 82
6 Metodologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 846.1 Modelagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 846.2 Dados de entrada para o modelo hidrológico/hidrelétrico e para a
UFV projetada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 856.3 Regiões hidrologicamente homogêneas da BASF . . . . . . . . . . . 866.4 Modelo hidrológico/hidrelétrico completo da BASF no RS MINERVE 87
7 Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 897.1 Calibração e validação do modelo hidrológico/hidrelétrico . . . . . 897.2 Cenários de estudo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
7.2.1 Cenário: Sem variação climática . . . . . . . . . . . . . . 947.2.2 Cenário: Com variação climática . . . . . . . . . . . . . . 100
7.3 Síntese dos cenários . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1068 Considerações nais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112
8.1 Conclusões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1128.2 Sugestão para trabalhos futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113
Referências 115
19
1 Introdução
Este capítulo está dividido em quatro seções. Na Seção 1.1, uma breve resenha
histórica de geração de energia elétrica no Brasil é apresentada, considerando as Usinas
Hidrelétricas (UHEs) e as Usinas Solares Fotovoltaicas (UFVs). A Seção 1.2 trata do
planejamento de operação do SIN (Sistema Interligado Nacional) brasileiro. Na Seção
1.3, as principais bacias hidrográcas do Brasil são detalhadas. A Seção 1.4 apresenta a
contextualização e o objetivo deste trabalho.
1.1 Geração de energia elétrica a partir de UHEs e UFVs no
Brasil
A primeira UHE do Brasil entrou em operação em 1883 na cidade de Dia-
mantina, Minas Gerais. A energia produzida era usada a dois quilômetros de distância,
através de uma linha de transmissão considerada bastante extensa para a época (ELE-
TROBRAS, 2016). Já em 1889 foi inaugurada a UHE de maior porte do Brasil, Marmelos
Zero, no município de Juiz de Fora, Minas Gerais. A usina tinha uma potência instalada
de 625 kW e gerava energia elétrica para uma fábrica de tecidos e para iluminação pública
da cidade. Em 1913, o rio São Francisco começou a ser explorado com a construção da
UHE Anjinquinho. A usina foi a primeira UHE do Nordeste que fornecia energia elétrica
a uma grande indústria têxtil localizada na cidade de Pedra (hoje Delmiro Gouveia) e
alimentava uma bomba d'água que abastecia a mesma cidade (BARROS, 2015).
Em 1920, o Brasil contava com uma capacidade instalada proveniente de UHEs
de 276,10 MW. Com a criação da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (ELETROBRAS), no
início da década de 60, o Brasil consolidava a tendência de construção de UHEs em função
do potencial hidrelétrico disponível (ELETROBRAS, 2016). Até o início de 2018, exis-
tiam 219 UHEs em funcionamento no Brasil com uma capacidade instalada de 101.188,68
MW, representando 60,58% da potência total instalada do país. Com relação aos em-
preendimentos hidrelétricos, tem-se sete UHEs em construção e seis UHEs não iniciadas
(ANEEL, 2018).
Em 2001, os cenários de hidrologia desfavoráveis evidenciaram a necessidade de
diversicação da matriz energética para minimizar os riscos hidrológicos no suprimento de
energia elétrica (BARDELIN, 2004). Desta forma, em 2002, foi instituído o Programa de
Incentivo às Fontes Renováveis (PROINFA). O objetivo principal do programa é promover
a diversicação da matriz energética, visando o aumento da segurança no fornecimento
de energia elétrica (MME, 2002).
As fontes alternativas de geração de energia como a solar e a eólica apresentam
maior disponibilidade no período seco do SIN, maio a novembro por padrão na maior parte
do país, sendo complementares à oferta hídrica. Desta maneira, estas fontes desempenham
20
o papel de reservatórios virtuais e permitem reduzir o efeito de sazonalidade da oferta
hídrica, agregando conabilidade ao Setor Elétrico Brasileiro (SEB) (RAMOS, 2011).
Em 2011, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) lançou a Chamada
13/2011, denominada Arranjos Técnicos e Comerciais para Inserção da Geração Fotovol-
taica na Matriz Energética Brasileira. O objetivo desta chamada, em vigência, é facilitar
a inserção da geração solar na matriz energética brasileira e viabilizar economicamente
a produção, instalação e monitoramento da geração solar para injeção nos sistemas de
distribuição e transmissão (ANEEL, 2011). As empresas interessadas neste tipo de em-
preendimento podem propor projetos de instalação de UFVs com capacidade instalada
ente 0,5 MWp e 3,0 MWp. Assim, em 2011, é construída a primeira UFV do Brasil, a
UFV Tauá, localizada no sertão do Ceará e administrada pela empresa MPX Tauá Ener-
gia Solar Ltda. Esta usina possui uma capacidade inicial de geração de 5 MWp, capaz
de fornecer energia suciente em escala comercial para 650 casas populares (CASTRO,
2014).
Em 17 de abril de 2012, a ANEEL publicou a Resolução 482, que estabelece as
condições gerais para que o consumidor brasileiro possa gerar sua própria energia elétrica
a partir de fontes renováveis e fornecer o excedente para a rede de distribuição (ANEEL,
2012). Esta publicação tornou um marco histórico para o setor de energias renováveis no
Brasil, já que permite o acesso às redes públicas de distribuição aos microgeradores e mi-
nigeradores de eletricidade a partir de fontes renováveis. A resolução contempla, além da
energia fotovoltaica, as energias hidráulicas (na forma de pequenas centrais hidrelétricas),
eólica e da biomassa (VILLALVA, 2016).
Até o início de 2018, existiam 85 UFVs em operação conectadas ao SIN com
uma potência outorgada de 1.025,96 MW, sendo a maior a UFV Parque Solar Nova Olinda.
Esta usina está localizada no município de Ribeira, Piauí, com uma capacidade instalada
total de 292 MW. Todas as UFVs em operação apenas representam 0,65% da matriz
energética atual do Brasil, porém espera-se um crescimento elevado para os próximos
anos.
Neste sentido, a escassez de chuvas e o aumento do uso das Usina Termelé-
trica (UTE)s de alto custo e poluentes estão servindo como principal motor para o de-
senvolvimento do setor de energia solar no país (SOLAR, 2016). A Empresa de Pesquisa
Energética (EPE) cadastrou 1260 empreendimentos de geração de energia eólica e solar
fotovoltaica para o 2o Leilão de Energia de Reserva (LER) 2016, sendo 419 fotovoltaicos,
com início do suprimento da energia elétrica dos projetos contratados em 1o de julho de
2019 e prazo de suprimento de 20 anos (EPE, 2016).
A Figura 1.1 apresenta a tendência de expansão da fonte solar na matriz ener-
gética brasileira. Ressalta-se que o Brasil já encontra-se muito próximo desta previsão.
Estes níveis elevados de geração podem impactar a operação do SIN. Isso se deve ao
fato da quantidade de energia produzida por um parque solar ser fortemente dependente
21
das condições climáticas. Dessa maneira, identicar os possíveis impactos causados pela
geração solar no sistema elétrico é um importante objeto de discussão no planejamento
da operação.
BIOMASSA 16,60%
GAS NATURAL 17,33%
SOLAR 9,26%
ENERGIA OCEÁNICA 0,77%
HIDRELÉTRICA 45,65%
EÓLICA 20,38%
Figura 1.1: Cenário previsto para a distribuição da matriz energética brasileira em 2050.Fonte: ANEEL (2008).
1.2 Planejamento de operação do SIN brasileiro
As UHEs são construídas em espaços especícos para o melhor aproveitamento
das auências e dos desníveis dos rios e estão situadas em locais distantes dos principais
centros consumidores. Por isso, foi necessário desenvolver no país um extenso sistema
de transmissão de energia elétrica (SIN). Essa distância geográca, associada à grande
extensão territorial e às variações climáticas e hidrológicas, ocasiona períodos do ano com
excedente ou escassez de produção hidrelétrica em determinadas regiões. A interligação
viabiliza o intercâmbio de energia entre as diferentes regiões do Brasil e permite obter os
benefícios da diversidade de regime dos rios das diferentes bacias hidrográcas brasileiras
(ANEEL, 2016).
Neste sentido, o SIN é formado por empreendimentos das regiões Sul (S),
Sudeste (SE), Centro-Oeste (CO), Nordeste (NE) e parte da região Norte (N). Com
tamanho e características que permitem considerá-lo único em âmbito mundial, o sistema
de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil é considerado de grande porte,
com forte predominância de UHEs e com múltiplos proprietários.
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é responsável pela coorde-
nação e controle da operação do SIN. O Módulo 26 dos Procedimentos de Rede do ONS
estabelece os critérios para classicação das UHEs segundo a modalidade de operação,
denida a partir da avaliação dos impactos vericados na operação eletroenergética do
SIN (ONS, 2017b). A Figura 1.2 ilustra a integração entre os sistemas de produção e
transmissão para o suprimento do mercado consumidor.
22
Figura 1.2: Mapa com representação simplicada da integração entre os sistemas deprodução e transmissão para o suprimento do mercado consumidor brasileiro.
Fonte: ONS (2017c).
Desde meados da década de 70, o SEB é operado de forma coordenada, no
intuito de se obterem ganhos sinérgicos a partir da interação entre os agentes. A operação
coordenada busca minimizar os custos globais de produção de energia elétrica, contemplar
restrições intra e extra-setoriais e aumentar a conabilidade do atendimento da demanda.
No SIN, essa atividade é exercida pelo ONS (ANEEL, 2016).
Conceitualmente, a operação centralizada do SIN está embasada na integra-
ção dos recursos de geração e transmissão para atender o mercado. A interdependência
operativa é causada pelo aproveitamento conjunto dos recursos hidrelétricos, mediante a
construção e operação de usinas e reservatórios localizados em sequência em várias bacias
hidrográcas. Desta forma, a operação de uma determinada usina depende das vazões
liberadas a montante por outras usinas, que podem ser de outras empresas, ao mesmo
23
tempo em que sua operação afeta as usinas a jusante, de forma análoga (ANEEL, 2016).
A utilização dos recursos de geração e transmissão dos sistemas interligados
permite reduzir os custos operativos, minimizar a produção térmica e reduzir o consumo
de combustíveis, sempre que houver superávits hidrelétricos em outros pontos do sistema.
No caso do Brasil, a geração térmica tem desempenhado um papel importante no aten-
dimento da demanda de pico do sistema elétrico e, principalmente, no suprimento de
energia elétrica aos municípios e às comunidades não atendidos pelo sistema interligado.
Também, em períodos de condições hidrológicas desfavoráveis, as UTEs contribuem para
o atendimento ao mercado como um todo, e não apenas aos consumidores de sua empresa
proprietária. Assim, a participação complementar das UTEs no atendimento ao mercado
consumidor também exige interconexão e integração entre os agentes (ANEEL, 2016).
1.3 Bacias hidrográcas do Brasil
Segundo BARRELLA (2001), uma bacia hidrográca corresponde a uma área
drenada por um rio principal, seus auentes e subauentes. A topograa do terreno é
responsável pela drenagem da água, além de ser responsável por delimitar as bacias, ou
seja, as partes mais altas do relevo determinam para onde as águas da chuva irão escoar.
De acordo com a ANA, o Brasil possui doze bacias hidrográcas (Figura 1.3), que estão
distribuídas por todo o território nacional (ANA, 2017c).
• Bacia Hidrográca Amazônica: Considerada a maior bacia hidrográca do pla-neta, responsável por drenar água de uma área de aproximadamente 7.000.000 km2.
No Brasil, ela compreende uma área de 3.870.000 km2, apresentando grande poten-
cial para geração de energia hidrelétrica, além de possuir características propícias
para o transporte uvial.
• Bacia Hidrográca do São Francisco: Importante meio de ligação entre as
regiões Nordeste e Sudeste, possui cerca de 640.000 km2. Apresenta extensos trechos
navegáveis, além de grande potencial hidrelétrico.
• Bacia Hidrográca do Tocantins-Araguaia: Com 967.059 km2, essa é a maior
bacia hidrográca exclusivamente brasileira. Seu potencial energético é explorado,
com destaque para a UHE de Tucuruí, no estado do Pará.
• Bacia Hidrográca do Paraná: A bacia do Paraná, presente no Brasil, Argen-
tina, Paraguai e Uruguai, possui rios de planalto e encachoeirados, que reúnem
condições ideais para a instalação de hidrelétricas. No Brasil, a região abrange uma
área de 879.860 km2, distribuídos em sete unidades da federação: Minas Gerais,
Goiás, Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e o Distrito Federal.
24
• Bacia Hidrográca do Parnaíba: Abrangendo uma área de aproximadamente
340.000 km2, essa bacia hidrográca está presente nos estados do Piauí, Maranhão
e na porção oeste do Ceará.
• Bacia Hidrográca do Uruguai: Esta bacia está presente nos estados do Rio
Grande do Sul e Santa Catarina. Possui uma área de 174.533 km2. O principal rio,
o Uruguai, nasce da conuência dos rios Canoas e Pelotas. Suas características são
propícias para a construção de usinas hidrelétricas.
• Bacia Hidrográca do Paraguai: A bacia hidrográca do Paraguai é típica
de planície, apresentando grandes extensões para navegação. No Brasil, ela está
presente nos estados de Mato Grosso e Mato Grosso do Sul, englobando uma área
de 361.350 km2. Tem como principal rio o Paraguai, que nasce na Chapada dos
Parecis.
• Bacia Hidrográca do Atlântico Nordeste Oriental: A bacia do Atlântico
Nordeste Oriental é responsável por drenar água de uma área de 287.348 km2,
compreendendo os estados do Rio Grande do Norte, Ceará, Paraíba, Pernambuco e
Alagoas.
• Bacia Hidrográca Atlântico Nordeste Ocidental : Situada nos estados do
Maranhão e Pará, essa bacia hidrográca possui 254.100 km2. Os principais rios
perenes são: Mearim, Itapecuru e Turiaçu.
• Bacia Hidrográca Atlântico Leste: A bacia do Atlântico Leste, com 374.677
km2, abrange territórios de Sergipe, Bahia, Minas Gerais e Espírito Santo. O Rio
Jequitinhonha se destaca nessa área de drenagem.
• Bacia Hidrográca Atlântico Sudeste: Formada pelos rios Doce, Itapemirim,
São Mateus, Iguapé, Paraíba do Sul, entre outros, a bacia hidrográca do Atlântico
Sudeste está presente nos estados do Espírito Santo, Minas Gerais, Rio de Janeiro,
São Paulo e Paraná, correspondendo a uma área de 229.972 km2.
• Bacia Hidrográca Atlântico Sul: Com predominância de rios de pequeno porte,
essa bacia hidrográca possui 185.856 km2. Seus rios desaguam no Oceano Atlântico.
25
Figura 1.3: Bacias hidrográcas do Brasil.Fonte: ANA (2017c).
As bacias hidrográcas têm uma função primordial no planejamento da opera-
ção do SIN, já que a operação otimizada e coordenada do SIN busca a integração entre as
bacias hidrográcas pela possibilidade de explorar a diversidade hidrológica das regiões
(SAIDEL, 2015). Quando uma bacia sofre os embates de uma seca, afetando a operação
das UHEs, o ONS deve recorrer a estratégias operacionais para satisfazer a demanda.
Os reservatórios das UHEs instaladas nestas bacias hidrográcas estão sob a
gestão da ANA que desempenha ações de regulação, de monitoramento de rios e reserva-
tórios e de planejamento dos recursos hídricos e de operação. Tudo isto com o objetivo
de estimular a adequada gestão e o uso racional e sustentável das bacias.
À ANA cabe disciplinar a implementação, a operacionalização, o controle e a
avaliação dos instrumentos de gestão criados pela política nacional de recursos hídricos.
Dessa forma, seu espectro de regulação ultrapassa os limites das bacias hidrográcas com
rios de domínio da União, pois alcança aspectos institucionais relacionados à regulação
dos recursos hídricos no âmbito nacional. Ainda como órgão regulador, não podem ser es-
quecidas as competências da ANA para denir as condições de operação dos reservatórios
localizados nas bacias hidrográcas, públicos ou privados, para garantir os usos múltiplos
dos recursos hídricos (ANA, 2017d).
26
Nesse sentido, a ANA e o ONS trabalham em conjunto para estabelecer a
estratégias a serem consideradas na operação de UHE instaladas nas bacias hidrográcas.
1.4 Contextualização e objetivo do trabalho
Desde 2012, a Região Hidrográca de São Francisco (RHSF) vem enfrentando
uma escassez de água e sofrendo condições hidrológicas adversas, com precipitações e
vazões auentes abaixo da média, o que, consequentemente, impacta os níveis de arma-
zenamento dos reservatórios instalados. Esta situação também afeta concomitantemente
os volumes úteis e vazões deuentes mínimas permitidas dos reservatórios instalados na
bacia. Sendo assim, para manter os estoques de água, a operação dos reservatórios vem
sendo realizada de forma especial e com acompanhamento periódico da ANA e do ONS.
O crescimento da agricultura, o aumento da demanda energética e a retirada
de água da bacia pela transposição do rio São Francisco são temas que podem gerar
conitos entre os setores usuários. Em 2005, a ANA concedeu outorga para o Projeto de
Integração do Rio São Francisco (PISF), que prevê duas captações (Eixo Norte e Eixo
Leste) no São Francisco, para complementar a oferta de água local no Ceará, Rio Grande
do Norte, Paraíba e Pernambuco (ANA, 2017e). A captação do Eixo Norte está prevista
para ser implantada em Cabrobó (PE), na calha do rio, e a do Eixo Leste, em Floresta
(PE), no reservatório da Hidrelétrica de Itaparica.
A partir de 2014, a geração hidrelétrica vem diminuindo por causa da estiagem
que afeta a operação das principais UHEs instaladas na bacia que por sua vez não estão
operando na sua capacidade total. Esta situação causa um aumento acentuado da geração
por UTEs assim como a eletricidade importada de outras regiões do Brasil para satisfazer
a demanda crescente.
Neste sentido, este trabalho tem como objetivo avaliar os benefícios da opera-
ção combinada de um sistema hidro/solar, visando elevar o nível do reservatório. Uma
UFV projetada é utilizada para complementar uma UHE, levando em consideração a va-
zão deuente mínima para manter o reservatório em níveis razoáveis. A necessidade de
diversicação da matriz energética, os incentivos para geração solar mencionados neste
capítulo, o aumento da demanda energética, o crescimento da agricultura, a retirada de
água pela transposição do rio São Francisco e a escassez hídrica com redução da geração
das UHEs instaladas na bacia, justicam esta pesquisa. Assim, esta integração, pode
ajudar a satisfazer tanto a demanda hídrica como energética da RHSF.
27
2 Geração de energia
O Brasil dispõe de uma matriz elétrica com destaque para a geração hidráulica
que responde por 63,88% da oferta interna, como pode ser observado na Figura 2.1.
As fontes renováveis (hidráulica, eólica, solar e biomassa) representam 81,79% da oferta
interna de eletricidade no Brasil, que é a resultante da soma dos montantes referentes à
produção nacional mais as importações.
BIOMASSA9,18%
EÓLICA8,09%
FÓSSIL16,96%
HÍDRICA63,88%
Não inclui importacão de
eletricidade
NUCLEAR1,25%
SOLAR0,64%
Figura 2.1: Oferta interna de eletricidade por fonte no Brasil em 2018.Fonte: ANEEL (2018).
O parque gerador brasileiro apresenta algumas características peculiares que
o diferencia de outros sistemas. Trata-se de um sistema com predominância de UHEs,
em que as UTEs, UELs e UFVs são usadas para complementar a geração hídrica. Dada
a importância das UHEs na matriz energética do Brasil, na Seção 2.1 apresenta-se uma
breve descrição de um aproveitamento hidráulico. Da mesma maneira, na Seção 2.2 são
apresentadas as características principais para um aproveitamento solar.
2.1 Usinas hidrelétricas (UHEs)
A energia elétrica produzida por uma UHE provém da energia potencial da
água armazenada no reservatório. O volume de água, sob pressão, é conduzido pelo
canal de adução até os conjuntos turbina-gerador para ser convertida em energia elétrica.
Através do reservatório, a UHE armazena a água, regulariza a vazão e garante um maior
controle da geração de energia.
2.1.1 Composição das UHEs
Basicamente, a composição de uma UHE é a seguinte: reservatório, canal de
adução, casa de máquinas, vertedor e canal de fuga. Para facilitar a compreensão das
28
variáveis principais inseridas nos modelos hidráulicos, na Figura 2.2, apresenta-se um
esquema de uma UHE.
qu
Figura 2.2: Esquema e principais variáveis de uma usina hidrelétrica.Fonte: HIDALGO (2009).
onde:
V é o volume do reservatório [hm3];
VM é o volume máximo operativo do reservatório [hm3];
Vm é o volume mínimo operativo do reservatório [hm3];
q é a vazão turbinada pela casa de máquinas (engolimento) [m3/s];
v é a vazão descarregada pelo vertedor (vertimento) [m3/s];
u é a vazão descarregada pela usina, q + v, (deuência) [m3/s];
Cx é a cota de montante do reservatório (função do volume) [m];
Cu é a cota de jusante do canal de fuga (função da deuência) [m];
hb é a altura de queda bruta, Cx − Cu, [m].
2.1.2 Equação de balanço hídrico das UHEs
A equação de balanço hídrico determina o volume nal do reservatório a par-
tir do volume inicial e das variáveis que alteram o nível de armazenamento. Pode ser
representada como uma rede de nós e arcos onde cada nó representa o comportamento da
UHE durante um intervalo de tempo. Os arcos simbolizam as variáveis que aumentam
ou diminuem o volume do reservatório (HIDALGO, 2009). Na Figura 2.3, representa-se
gracamente a equação de balanço hídrico a partir da denição de nós e arcos para um
intervalo de tempo t. A Equação 2.1 corresponde à equação de balanço em forma escrita.
29
VVo
y
ev
q + v
uc
𝑗=0𝑗∈ Ω
𝑗=𝑛
uj
Figura 2.3: Representação gráca da equação de balanço hídrico.Fonte: HIDALGO (2009).
V = Vo + y +∑j∈Ω
uj − (q + v + ev + uc) · (∆t/106) (2.1)
onde:
V é o volume do nal do reservatório [hm3];
Vo é o volume do reservatório no início da operação do intervalo [hm3];
y é a vazão auente incremental à usina [m3/s];
Ω é o conjunto das usinas imediatamente à montante da usina considerada;
ev é a evaporação líquida do reservatório, isto é, a diferença entre a evaporação
do reservatório e a evapotranspiração da área antes do alagamento [m3/s];
uc é o uso consuntivo do reservatório e na bacia incremental da usina [m3/s];
∆t é a duração do intervalo [s]. A fração ∆t/106 é um fator de conversão de
unidades de vazão [m3/s] para volume [hm3].
Segundo HIDALGO (2009), para esta equação devem ser feitas duas conside-
rações:
• Volumes e vazões auentes: Independente do tamanho do horizonte de estudo,os volumes utilizados nessa equação são sempre instantâneos e as vazões são sem-
pre médias para o intervalo. Para o curtíssimo prazo, em geral, são utilizadas as
vazões auentes registradas na base de dados de operação, calculadas por balanço
30
hídrico. No curto e no médio prazo, considera-se o histórico de vazões naturais
médias semanais e mensais resultantes da agregação das vazões horárias.
• Efeito de routing : O efeito de routing, translação no tempo das vazões deuentes
das usinas imediatamente à montante, deve ser considerado no curtíssimo prazo.
Já no curto e no médio prazo, esse efeito pode ser desprezado porque o tempo de
viagem é inferior à duração dos intervalos do horizonte de estudo.
2.1.3 Função de produção hidrelétrica das UHEs
A função de produção hidrelétrica determina a potência p, obtida a partir do
volume x armazenado no reservatório, das vazões turbinada e deuente, q e u, respecti-
vamente. Vale lembrar que caso ocorrer vertimento v, a vazão deuente será diferente da
vazão turbinada (HIDALGO, 2009). A Equação 2.2 corresponde a sua forma escrita.
p = k · ng · nt · (Cx − Cu − hp) · q (2.2)
onde:
p é a potência obtida no processo de conversão da energia potencial em energia
elétrica [MW];
k é a constante de aceleração da gravidade, multiplicada pela massa especíca
da água e dividida por 106. Seu valor é 0,00981 MW/(m3/s)/m;
ng.nt é o rendimento do conjunto turbina/gerador no processo de conversão
da energia mecânica em energia elétrica;
hp é a perda de carga hidráulica que a água sofre no canal de adução, desde
o reservatório até as turbinas. Essa perda deve ser descrita como uma função da vazão
turbinada [m].
2.1.4 Dados físicos das UHEs
Além das equações e fórmulas que descrevem o planejamento de operação de
uma UHE, também são necessários os dados físicos que não variam com a operação da
usina. Neste trabalho, as funções que descrevem as características físicas da usina são
detalhadas a seguir.
• Polinômio área/cota: A área de um reservatório é função da cota do nível d'água
de montante. Costuma-se utilizar polinômios para representar essa função. O ajuste
desse polinômio é feito a partir dos pares de pontos área\cota, obtidos em estu-
dos topográcos da região alagada pela construção da barragem. Na Figura 2.4,
apresenta-se o polinômio área/cota para a usina Emborcação.
31
Cota [m]
Áre
a [k
m²]
500500
400
300
200
100610 620 630 640 650 660 670
Figura 2.4: Polinômio área/cota para a usina Emborcação.Fonte: HIDALGO (2009).
• Polinômio cota/volume: A cota do nível d'água de montante é função do volume
armazenado no reservatório. Os pares de pontos cota/volume podem ser calculados
a partir da integração dos pontos área/cota. O polinômio área/cota, de quarto
grau, é ajustado para valores de volume variando entre o limite mínimo e máximo
operativo da usina. Na Figura 2.5, apresenta-se o polinômio cota/volume para a
usina Emborcação.
0
Volume [hm³]
Cota
[m
]
670
660
650
640
630
620
6105000 10000 15000 20000
Figura 2.5: Polinômio cota/volume para a usina Emborcação.Fonte: HIDALGO (2009).
• Polinômio cota de jusante/deuência (polinômio de canal de fuga): A cota
do nível d'água de jusante é uma função da vazão deuente que também é repre-
sentada por polinômios. Para as usinas brasileiras, este polinômio de quarto grau, é
obtido a partir de regressões aplicadas a um conjunto real de dados que representam
medidas de cotas do canal de jusante para diferentes volumes de água descarregados
pela usina. Na Figura 2.6, apresenta-se o polinômio de jusante/deuência para a
usina Emborcação.
32
Defluência [m³/s]C
ota
de J
usa
nte
[m
]
526,5
525,0
523,5
522,0
520,5
519,0500 1000 1500 2000 2500
Figura 2.6: Polinômio do canal de fuga para a usina Emborcação.Fonte: HIDALGO (2009).
• Função de potência máxima: A potência máxima de uma UG dene-se como
o maior valor de potência ativa produzida para uma determinada altura de queda,
considerando as limitações da turbina e do gerador. Na Figura 2.7, apresenta-se o
gráco da função de potência máxima para a usina Chavantes. Essa função relaciona
a potência máxima e altura de queda bruta da usina.
104
100
96
92
8866 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77
Potê
ncia
Ma
x.
[MW
]
Queda bruta [m]
Figura 2.7: Função de potência máxima para usina Chavantes.Fonte: HIDALGO (2009).
A produção de potência máxima tem dois comportamentos distintos sendo o ponto
divisor dos dois comportamentos o valor de altura de queda efetiva hef (73,2 m).
Abaixo da altura de queda efetiva a produção de potência elétrica ca limitada
pela turbina e a potência mecânica máxima produzida pela turbina é inferior a
capacidade do gerador (103,5 MW).
Para operações em condições de queda superior à queda efetiva, a turbina é capaz
de produzir potências mecânicas superiores àquela que o gerador pode absorver em
seu eixo. Para diminuir a potência mecânica transferida ao gerador, a turbina tem
seus distribuidores parcialmente fechados, para reduzir seu engolimento máximo.
33
• Função de engolimento máximo: O engolimento máximo de uma unidade ge-
radora é denido como a vazão turbinada que, numa dada altura de queda, produz
a potência máxima da unidade. Na Figura 2.8, apresenta-se o gráco da função de
engolimento máximo para uma usina relacionando o engolimento máximo e altura
queda bruta. Ela também tem dois comportamentos distintos, divididos pela altura
de queda efetiva.
Queda bruta [m]
En
golim
en
toM
áx.
[m^3
/s]
172
170
168
166
16466 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77
Figura 2.8: Função de engolimento máximo para a usina Chavantes.Fonte: HIDALGO (2009).
A partir do gráco, nota-se que para uma altura de queda menor do que a queda
efetiva, a unidade geradora tem um engolimento máximo menor que seu engolimento
efetivo qef (172 m3/s), mesmo com o distribuidor totalmente aberto.
Porém, para uma altura de queda maior do que a queda efetiva, a unidade geradora
atinge sua potência efetiva e o distribuidor precisa ser gradualmente fechado para
não danicar o gerador.
Dessa forma, novamente o engolimento máximo é menor do que o engolimento efe-
tivo, pois o gerador não pode receber toda a potência disponível na turbina. Isso
signica que, para quedas maiores que a queda efetiva, a unidade geradora produz
sua potência efetiva e economiza água do reservatório, pois o engolimento máximo
necessário é menor quanto maior for a queda líquida.
• Função de perda de carga hidráulica: A função de perda de carga hidráulica hprepresenta a perda, em metros, que a água sofre pelo percurso no canal de adução
desde o reservatório até as turbinas. Essas perdas ocorrem, principalmente, pelo
atrito entre a água e as paredes da tubulação. Nos modelos adotados pelo SEB,
existem duas representações aproximadas e uma que melhor representa o efeito
físico dessa perda, conforme a Equação 2.3:
34
hp =
c1 · hbc2
c3 · q2
(2.3)
A primeira representação aproximada, c1 ·hb, considera a perda hidráulica com uma
porcentagem c1 da altura de queda bruta hb da usina. A segunda representação
aproximada, c2, usa um valor constante c2. A terceira representação, c3 · q2, utiliza
uma constante c3 multiplicada pelo quadrado da vazão turbinada q2 sendo esta
última a que melhor representa o efeito físico.
• Função de rendimento do gerador: A transformação da energia mecânica em
energia elétrica numa Unidade Geradora (UG) depende do rendimento das máquinas
envolvidas na operação. No gerador, as perdas são por atrito mecânico e produção de
calor. O rendimento do gerador ng é uma função da potência gerada. Entretanto,
quase todas as usinas do sistema brasileiro adotam um valor constante para esse
rendimento. Na Figura 2.9, mostra-se a função de rendimento de um gerador de
uma usina de Itaipu.
Potência [MW]
Ren
dim
en
to
0,990
0,985
0,970
0,980
0,975
0,965300 400 500 600 700 800
Figura 2.9: Função de rendimento de um gerador da usina de Itaipu.Fonte: HIDALGO (2009).
• Função de rendimento da turbina: O rendimento da turbina nt pode ser ex-
presso como uma função da queda bruta ou líquida pela potência ou vazão turbi-
nada. Geralmente, essa função é fornecida pelo fabricante da turbina de acordo
com ensaios de laboratório em modelos reduzidos. Devido a sua forma, a função de
rendimento da turbina também é chamada de Curva/Colina.
Na Figura 2.10, apresenta-se a função de rendimento de uma unidade geradora
(Turbina tipo Francis) da usina Manso. O rendimento é função da altura de queda
bruta disponível e da potência. Na Figura 2.11, mostra-se a função de rendimento
em curvas de nível, isto é, curvas que possuem igual rendimento.
35
P [MW]
0,95
nt
0,90
0,85
0,80
0,75
0,70
6040 30 20
5055
6065
hb [m]50
Figura 2.10: Função de rendimento da turbina de uma unidade geradora de Manso.Fonte: HIDALGO (2009).
0,9280,9150,9020,8890,8760,8630,8500,8380,8250,8120,7990,7860,7730,7600,747
50 55 60 6520
30
40
50
60
nt
P [M
W]
hb [m]
Figura 2.11: Representação da curva colina na forma de curvas de igual rendimento -curvas de nível.
Fonte: HIDALGO (2009).
2.1.5 Características físicas do reservatório de uma UHE
Os reservatórios têm por nalidade acumular parte das águas disponíveis nos
períodos chuvosos para compensar as deciências nos períodos de estiagem, exercendo um
efeito regularizador das vazões naturais. O volume nal de um reservatório é denido pela
Equação 2.1. Um reservatório pode ser descrito, do ponto de vista físico, por seus níveis
e volumes característicos. Estes elementos são descritos nos itens a seguir.
• Nível de água mínimo operacional (NAmin): Este nível corresponde ao vo-
lume mínimo operativo Vm do reservatório da Figura 2.2. É a cota mínima neces-
sária para a operação adequada do reservatório. Esta cota dene o limite superior
do volume morto e o limite inferior do volume útil do reservatório. Normalmente,
encontra-se acima do limite superior da estrutura de tomada de água, de forma a
evitar a formação de vórtices na entrada da tomada.
36
• Volume morto: Corresponde à parcela do volume total do reservatório inativa ouindisponível para ns de captação de água. Corresponde ao volume do reservatório
compreendido abaixo do nível minimo operacional, conforme ilustra a Figura 2.12.
• Nível de água máximo operacional (NAmax): Este nível corresponde ao vo-
lume máximo operativo VM do reservatório da Figura 2.2. É a cota máxima permi-
tida para a operação normal do reservatório. Geralmente, este nível coincide com a
borda superior das comportas do vertedor. Dene o limite superior do volume útil
do reservatório.
• Volume útil: Corresponde ao volume compreendido entre os níveis de água mínimooperacional e máximo operacional, conforme ilustra a Figura 2.12. Este é o volume
efetivamente destinado à operação do reservatório, ou seja, ao atendimento das
diversas demandas de águas. Deve considerar as perdas por evaporação e inltração
no solo, quando estas forem signicativas.
NAmin
Tomada de águaVolume morto
Volume útil
NAmax
Figura 2.12: Características físicas do reservatório de uma UHE.Fonte: LOPES (2002).
2.1.6 Volume para vertimento de uma UHE
A vazão deuente de uma UHE é composta por duas parcelas: a vazão tur-
binada e a vazão vertida. A vazão turbinada é aquela que passa pelas turbinas e gera
energia. A vazão vertida é aquela que passa pelos vertedouros da usina e não gera energia
elétrica.
O vertimento não é desejado, uma vez que uma determinada quantidade de
água que poderia ser utilizada para gerar energia retorna ao rio por um caminho alter-
nativo sem acionar as turbinas. No entanto, em determinadas situações o vertimento é
necessário. Isto acontece quando não existe capacidade de armazenamento no reservató-
rio e a vazão auente à usina é superior ao turbinamento. Logo, não existe espaço para
armazenar o excedente de água no reservatório. Também o vertimento acontece quando
37
devido às restrições operativas ou de manutenção, o turbinamento da usina é nulo ou
muito baixo, mas necessita-se garantir uma vazão deuente mínima da usina devido aos
usos múltiplos da água a jusante do aproveitamento.
2.2 Usinas solares (UFVs)
Um sistema de energia solar fotovoltaico, também chamado de sistema de
energia solar ou, ainda, sistema fotovoltaico, é capaz de gerar energia elétrica através da
radiação solar. Segundo VILLALVA (2016), existem dois tipos de sistemas fotovoltaicos
que são descritos a seguir:
• Sistemas fotovoltaicos autônomos: Os sistemas fotovoltaicos autônomos, tam-bém chamados sistemas isolados, são empregados em locais não atendidos pela rede
elétrica. Nos sistemas autônomos, a geração e consumo de energia nem sempre coin-
cidem devido à característica intermitente da incidência solar. Por isso, a presença
de bancos de baterias, sempre acompanhado de controladores de carga com o recurso
de Maximum Power Point Tracking (MPPT), é necessária para o armazenamento.
A função principal deste recurso é "rastrear"o ponto de máxima potência do painel
fotovoltaico e entregar esta potência máxima na tensão da bateria, proporcionando,
assim, um aumento substancial no rendimento do sistema. Desta maneira, o forne-
cimento constante de energia é garantido para o consumidor e evita-se desperdício
de energia gerada quando o consumo é baixo.
• Sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica: Os sistemas fotovoltaicosconectados à rede operam em paralelismo com a rede elétrica. Este tipo de sistema
geralmente não utiliza elementos de armazenamento de energia elétrica, porém é
utilizado um banco de baterias para garantir a segurança no fornecimento de energia
elétrica caso aconteça uma interrupção no serviço. Basicamente, a rede elétrica da
concessionária é vista como o elemento armazenador, pois toda a energia gerada é
colocada em paralelo com a energia da rede.
Segundo as denições utilizadas pela ANEEL existem três categorias de sis-
temas fotovoltaicos conectados à rede (ANEEL, 2012), classicados de acordo com seu
tamanho:
• Microgeração: potência instalada até 100 kW.
• Minigeração: potência instalada entre 100 kW e 1 MW.
• UFVs: potência acima de 1 MW.
38
Na Figura 2.13, apresenta-se a organização de uma UFV conectada à rede
elétrica. As UFVs são constituídas por conjuntos de módulos fotovoltaicos que são co-
nectados a inversores centrais. Esses inversores são conectados a uma ou mais cabines de
transformação, que elevam as tensões a níveis compatíveis com as linhas de transmissão
do sistema elétrico (VILLALVA, 2016).
Conjuntos de
módulos
fotovoltaicos
Inversores
centrais
Conexão ao
sistema elétrico
em alta tensão
Cabine de
transformação
Figura 2.13: Usina de geração fotovoltaica conectada ao sistema elétrico.Fonte: VILLALVA (2016).
A energia do sol é transmitida para o nosso planeta através do espaço na forma
de radiação solar. Essa radiação é constituída de ondas eletromagnéticas que possuem
frequências e comprimentos de onda diferentes. A energia que uma onda pode transmitir
está associada à sua frequência e quanto maior a frequência, maior a energia transmitida
(SILVA, 2014).
Uma grandeza empregada para quanticar a radiação solar é a irradiância.
Ela é expressa na unidade de Watt por metro quadrado que representa uma unidade de
potência por área. Na superfície terrestre a irradiância solar é tipicamente em torno de
1000 W/m2 (VILLALVA, 2016). Esse valor é adotado como padrão na indústria fotovoltaica
para a especicação e avaliação de módulos fotovoltaicos. A Figura 2.14 apresenta um
perl da irradiância solar ao longo de um dia.
39
1200
1000
0
0 3 5 7 9 11 21 23
0
Horas
Irradiância(W/m2)
800
600
400
13 17 1915
200
Figura 2.14: Perl da irradiância solar ao longo de um dia.Fonte: GALVANI (2014).
Outra grandeza muito utilizada para fazer o dimensionamento de sistemas
fotovoltaicos é a insolação solar. Ela expressa a energia solar que incide sobre uma de-
terminada área de superfície plana ao longo de um determinado intervalo de tempo. Sua
unidade é o Watt hora por metro quadrado [Wh/m2] que é uma unidade física de energia
(SILVA, 2014).
É importante destacar que a radiação solar de um determinado local é diferente
para cada dia do ano. A Figura 2.15 mostra o mapa de radiação solar global média sazonal
do território brasileiro com a média de todos os dias do ano. Os meses foram classicados
em quatro estações de modo que o período de dezembro a fevereiro refere-se ao verão, de
março a maio ao outono, de junho a agosto ao inverno e de setembro a novembro refere-se
à primavera. Os maiores níveis de radiação solar ocorrem na faixa que vai do Nordeste ao
Sudeste durante a primavera e os menores valores em todas as regiões do Brasil ocorrem
durante os meses de inverno.
40
Figura 2.15: Mapa de radiação solar global média sazonal do território brasileiro.Fonte: ANEEL (2000).
2.2.1 Organização de uma UFV
Nesta seção são descritos os principais componentes de uma UFV. Apresenta-
se o funcionamento, as diversas tecnologias para a fabricação, a curva característica do
módulo fotovoltaico e os diferentes arranjos utilizados para a geração de energia elétrica.
Dene-se também a função do inversor dentro uma UFV e os principais recursos para a
conexão à rede elétrica.
41
Conjunto de módulos fotovoltaicos
O efeito fotovoltaico é o fenômeno físico que permite a conversão direta da luz
em eletricidade. Esse fenômeno ocorre quando a luz, ou radiação eletromagnética do sol,
incide sobre uma célula composta de materiais semicondutores com propriedades especi-
cas (SILVA, 2014). A Figura 2.16 ilustra a estrutura de uma célula fotovoltaica composta
de duas camadas de material semicondutor (silício) P e N, uma grade de coletores metá-
licos superior (contato frontal) e uma base metálica inferior (contato base).
Contato base
Contato frontal
Silício tipo N
Junção PN
Silício tipo P
Figura 2.16: Estrutura de uma célula fotovoltaica.Fonte: FADIGAS (2016).
Segundo VILLALVA (2016), as tecnologias dos módulos fotovoltaicos mais
comuns encontradas no mercado são a do silício monocristalino, a do silício policristalino
e a do lme no do silício. A seguir, são apresentadas algumas características dessas
diferentes tecnologias:
• Silício monocristalino: Os módulos de silício monocristalino são as mais ecientesproduzidas em larga escala e disponíveis comercialmente. Alcançam eciências de
14%, mas têm um custo de produção mais elevado do que outros tipos de módulos.
• Silício policristalino: Os módulos de silício policristalino têm eciências de 13%,
ligeiramente inferiores aos módulos monocristalinos, entretanto seu custo de fabri-
cação é menor e isso compensa a redução de eciência.
• Filmes nos: Os módulos de lmes nos correspondem a uma tecnologia mais
recente, que surgiu após as tecnologias cristalinas já estarem bem desenvolvidas.
São fabricados através da deposição de nas camadas de materiais (silício e outros)
sobre uma base que pode ser rígida ou exível. Apesar de terem custo relativamente
42
baixo, os dispositivos de lmes nos têm baixa eciência (entre 7,5% e 10%) e
necessitam de maior área de módulos para produzir a mesma energia que produzem
as tecnologias cristalinas.
Os painéis ou módulos fotovoltaicos são formados por um agrupamento de
células conectadas eletricamente. Uma célula fotovoltaica consegue fornecer uma ten-
são elétrica até aproximadamente 0,6 V. Para produzir módulos com tensões de saídas
maiores, os fabricantes conectam várias células em série.
Um módulo fotovoltaico não apresenta uma tensão de saída constante nos seus
terminais como uma bateria elétrica. Assim, a tensão elétrica depende da sua corrente
e vice-versa. Existe uma relação entre a corrente de saída e a tensão (curva I-V) de um
módulo fotovoltaico (LOPES, 2013). Consequentemente, para cada curva I-V existe uma
curva P-V (potência - tensão), como a da Figura 2.17, que mostra como a potência do
módulo varia em função de sua tensão.
Tensão elétrica (V)
5
1
Potê
ncia
elé
trica
(W)
Corr
en
te e
létr
ica
(A
)
10
8
6
5
2
0
0 0,1 0,6 0,7
ICC
IMP
PMP
VMP
VCA
0,2 0,3 0,4
0
2
3
4
0,5
Curva I-V Curva P-V
Tensão elétrica (V)
Figura 2.17: Curva característica I-V e P-V de um módulo fotovoltaico.Fonte: ROCHA (2014).
De acordo com a Figura 2.17, existem cinco pontos de destaque:
• Ponto de corrente de curto-circuito (ICC): A máxima corrente que pode ser
entregue sob condições determinadas de radiação e temperatura correspondendo à
tensão nula.
• Ponto de máxima potência (PMP ): O valor máximo de potência que pode en-
tregar o módulo fotovoltaico.
43
• Ponto de tensão de circuito aberto (VCA): É a máxima tensão que pode en-
tregar o módulo fotovoltaico sob condições determinadas de radiação e temperatura
correspondendo à circulação de corrente nula.
• Ponto de tensão de máxima potência (VMP ): A tensão que entrega o módulo
fotovoltaico quando a potência é máxima, sob condições determinadas de radiação
e temperatura. É utilizada como tensão nominal do mesmo.
• Ponto de corrente de máxima potencia (IMP ): A corrente que entrega o mó-
dulo fotovoltaico quando a potência é máxima, sob condições determinadas de ra-
diação e temperatura. É utilizada como corrente nominal do mesmo.
Pode-se ver na Figura 2.17 que existe um único ponto nas curvas I-V e P-V
onde se tem uma situação na qual o módulo fornece a potência máxima (PMP ). Idealmente
deve-se operar o módulo nesse ponto, pois nessa situação sua produção de energia é maior.
Todos os painéis solares vêm com estas características elétricas expressas em Standard
Test Conditions (STC) e Normal Operation Cell Temperature (NOCT) que são padrões
da indústria para indicar o desempenho de módulos fotovoltaicos.
O STC são as condições laboratoriais sob as quais todos os módulos fotovol-
taicos são testados. Pode-se dizer que é uma referência para comparar diferentes tipos de
módulos fotovoltaicos, mesmo que não sejam do mesmo fornecedor. O teste realiza-se a
uma temperatura supercial de 25 C e uma irradiação de 1000 [W/m2] com um espectro
de massa de ar 1,5 (AM 1,5).
O NOCT é a temperatura que o painel solar chegou no laboratório, quando
submetido a 800 [W/m2] de irradiância (um dia de sol moderado) a uma temperatura
ambiente de 20 C e com um espectro de massa de ar 1,5 (AM 1,5). É uma medida mais
realista da temperatura que os painéis provavelmente irão operar em um dia normal.
Segundo CARNEIRO (2010), os sistemas fotovoltaicos podem empregar um
grande número de módulos conectados em série ou em paralelo para produzir a quantidade
de energia elétrica desejada. Um agrupamento de módulos é denominado arranjo ou
conjunto fotovoltaico. Assim, tem-se os seguintes arranjos:
• Conexão de módulos em série: São conhecidos com o nome de strings. Quando
os módulos são conectados em série, a tensão de saída do conjunto corresponde à
soma da tensão fornecida por cada um dos módulos. A corrente que circula pelo
conjunto é a mesma em todos os módulos. Conjuntos com mais de dez módulos em
série são comuns em sistemas conectados à rede elétrica que operam com tensões
mais elevadas. A Figura 2.18 mostra a curva característica de uma associação de
três painéis em série.
44
1 módulo 2 módulos 3 módulos
ICC
6
5
4
3
2
1
0
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55
606060
60 65
Vca 2Vca 3Vca
Corr
en
te e
létr
ica
(A
)
Tensão elétrica (V)
Figura 2.18: Representação das curvas I-V relativas à associação em série de três módulosfotovoltaicos.
Fonte: CARNEIRO (2010)
• Conexão de módulos em paralelo: Quando os módulos são conectados em
paralelo, a tensão de saída do conjunto é a mesma tensão fornecida por um módulo
individual. Por outro lado, a corrente fornecida pelo conjunto é a soma das correntes
dos módulos do conjunto. São comuns em sistemas fotovoltaicos autônomos que
operam com tensões baixas. A Figura 2.19 mostra a curva característica de uma
associação de três painéis em paralelo.
1 módulo 2 módulos 3 módulos
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Corr
en
te e
létr
ica
(A
)
20181614121086420 22
Tensão elétrica (V)
3 Icc
2 Icc
Icc
Vca
_+
Figura 2.19: Representação das curvas I-V relativas à associação em paralelo de trêsmódulos fotovoltaicos.
Fonte: CARNEIRO (2010).
45
• Conexão de módulos em série e paralelo: Quando os módulos são conectados
em série e depois em paralelo, a tensão de saída e a corrente fornecida pelo conjunto
são somadas. Essa conguração é usada para aumentar a potência do sistema. A
Figura 2.20 mostra a curva característica de uma associação mista de três painéis.
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Corr
en
te e
létr
ica
(A
)
55 60 6550454035302520151050
Tensão elétrica (V)
3 Icc
2 Icc
Icc
3 Vca2 VcaVca
_+
Figura 2.20: Representação das curvas I-V relativas à associação mista de três módulosfotovoltaicos.
Fonte: CARNEIRO (2010).
Inversores centrais
Os inversores para conexão de sistemas fotovoltaicos à rede elétrica convertem
em corrente alternada a eletricidade de corrente contínua coletada dos módulos fotovol-
taicos. Eles fornecem corrente elétrica e não têm capacidade de fornecer tensão aos con-
sumidores como os utilizados para sistemas autônomos. Eles funcionam apenas quando o
sistema está conectado a uma rede elétrica.
No caso de UFVs, os fabricantes disponibilizam os chamados inversores centrais
trifásicos com potências de 1 W até vários megawatts. Cabe destacar que os inversores
possuem vários recursos para a conexão à rede. A continuação tem-se um breve resumo
de todos os recursos e funções para a conexão de sistemas fotovoltaicos à rede elétrica:
• Chave de desconexão de corrente contínua: O inversor é equipado com uma
chave de desconexão de corrente contínua localizada na parte inferior do equipa-
mento. Ela é necessária para que, ao efetuar a manutenção do sistema, os módulos
não estejam alimentando o inversor sem a necessidade de desfazer sicamente as
conexões dos cabos elétricos entre os painéis e o inversor.
• Proteção contra fuga de corrente: Os inversores são equipados com um sistema
eletrônico que monitora a fuga de corrente para a terra por meio de um medidor
46
de corrente contínua residual instalado na entrada do equipamento, onde é feita a
conexão com os módulos. Os inversores trazem embutido esse sistema de proteção
que impede o funcionamento do equipamento, desligando-o da rede.
• Sistema de rastreamento do ponto de máxima potência MPPT: O MPPT
é um recurso presente em todos os inversores. O objetivo do sistema é garantir que
os módulos operem em seu ponto de máxima potência independentemente das con-
dições de operação. Deve-se considerar que as condições de operação dos módulos
fotovoltaicos mudam aleatoriamente por causa da temperatura e radiação solar du-
rante o funcionamento do inversor. Neste caso, a estratégia do MPPT é maximizar
constantemente a produção de energia, proporcionando o maior rendimento possível
do sistema.
• Detecção de ilhamento e reconexão automática: A situação de ilhamento do
sistema fotovoltaico acontece quando o fornecimento de energia da rede elétrica é
interrompido. Nessa situação, o sistema pode continuar energizando indevidamente
a rede à qual está conectado, o que não é permitido devido aos riscos que isso
representa para pessoas que realizam manutenção na rede ou para equipamentos
que estão conectados à mesma rede.
• Isolação com transformador: os inversores para sistemas conectados à rede elé-
trica podem possuir ou não um transformador de isolação. A presença do trans-
formador possibilita a isolação completa entre o lado de corrente contínua (módulo
fotovoltaico) e o lado de corrente alternada (rede elétrica), impedindo a circulação
de correntes de fuga entre os módulos e a rede e oferecendo segurança adicional em
caso de falha de equipamentos, curtos-circuitos e mesmo na ocorrência de transientes
da rede elétrica que podem afetar os inversores.
2.2.2 Inuência da radiação solar e da temperatura em módulos fotovoltaicos
Nesta seção são apresentadas as inuências da radiação solar e da temperatura
na operação do módulo fotovoltaico em relação à tensão e corrente e às variações na curva
caraterística.
Inuência da radiação solar
A corrente elétrica que o módulo fotovoltaico pode fornecer depende direta-
mente da intensidade da radiação solar que incide sobre suas células. Com uma irradiância
solar de 1000 W/m2, o módulo é capaz de fornecer a corrente máxima especicada em seu
catálogo. Com pouca luz a corrente fornecida é muito pequena e sua capacidade de gerar
energia é severamente reduzida. A Figura 2.21 mostra como a intensidade da luz solar
afeta a curva I-V do módulo fotovoltaico.
47
10
8
6
4
2
0
0,70,60 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5
Tensão elétrica (V)
Corr
en
te e
létr
ica
(A
)
1.000 W/m2
800 W/m2
600 W/m2
400 W/m2
200 W/m2
Figura 2.21: Inuência da radiação solar na operação do módulo fotovoltaico.Fonte: ROCHA (2014).
Inuência da temperatura
A temperatura tem inuência na tensão que o módulo fornece em seus termi-
nais e consequentemente na potência fornecida (LOPES, 2013). Em temperaturas mais
baixas as tensões são maiores e em temperaturas mais altas as tensões são menores, con-
forme se ilustra na Figura 2.22. Isso acontece porque os módulos solares, na sua maioria,
são feitos de silício. O silício é um material semicondutor que perde a sua eciência com
o calor.
Nesse sentido, todos os módulos possuem um coeciente de temperatura que
descreve a forma como o módulo solar fotovoltaico lida com temperaturas altas (maior
que 25 C). As unidades deste coeciente são expressas em porcentagem (%) por graus
(C). Um coeciente de temperatura alto é um sinal de um painel de baixa qualidade.
Um número razoável é entre 0,4% e 0,5%. Acima de 0,6% é um sinal de alerta. Entre
0,45% e 0,3%, é sinal de um excelente painel solar fotovoltaico.
A corrente fornecida pelo módulo não se altera com a temperatura. Uma
consequência da variação da temperatura sobre o módulo fotovoltaico é que, quando a
temperatura aumenta, a potência fornecida diminui, pois é o produto da tensão e da
corrente do módulo (VILLALVA, 2016).
48
10
8
6
4
2
0
0,60,50,40,30,20,10 0,7
Tensão elétrica (V)
Corr
en
te e
létr
ica
(A
)
25 ⁰C
0 ⁰C
50 ⁰C
70 ⁰C
100 ⁰C
Figura 2.22: Inuência da temperatura na operação do módulo fotovoltaico.Fonte: ROCHA (2014).
2.2.3 Sombreamento de módulos fotovoltaicos
O efeito do sombreamento acontece quando uma ou mais células recebem pouca
ou nenhuma luz, impedindo a passagem da corrente elétrica das outras células. O mesmo
efeito acontece em módulos conectados em série. Se um dos módulos de um conjunto
estiver recebendo menos luz do que os demais, a corrente elétrica de todo o conjunto é
reduzida e consequentemente o sistema produz menos energia (LOPES, 2013).
Para minimizar o efeito do sombreamento nos módulos, os fabricantes adicio-
nam diodos de bypass ligados em paralelo com as células. O ideal seria existir um diodo
para cada célula do módulo, mas isso teria um custo muito alto e tornaria difícil a fabri-
cação dos painéis. Os fabricantes usam um diodo para um grupo com um certo número
de células (VILLALVA, 2016).
2.2.4 Energia produzida pelos módulos fotovoltaicos
Quando se trata de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos é importante
determinar quanta energia é produzida diariamente por um módulo fotovoltaico. A con-
tinuação, os métodos mais empregados para projetos de sistemas fotovoltaicos são apre-
sentados.
• Método da insolação: Segundo VILLALVA (2016), este método pode ser empre-
gado quando se tem informação sobre a insolação disponível no local da instalação.
O valor da insolação diária pode ser encontrado em mapas solarimétricos ou por
meio de ferramentas computacionais. O método é válido quando se considera o
49
uso de controladores de carga com o recurso de MPPT. A energia produzida pelo
módulo fotovoltaico é calculada pela Equação 2.4.
Ep = Is · Am · n (2.4)
onde:
Ep é a energia produzida pelo módulo diariamente [Wh];
Is é a insolação diária [Wh/m2/dia];
Am é a área da superfície do módulo [m2];
n é a eciência do módulo.
• Método da corrente máxima: Para VILLALVA (2016), usando este método não
é possível ter o aproveitamento máximo da energia solar, pois o sistema fotovoltaico
não está equipado com o recurso do MPPT. O módulo fotovoltaico é impossibilitado
de operar em seu ponto de máxima potência e sua produção de eletricidade ca
condicionada ao ponto de operação imposto pela tensão da bateria ou do banco de
baterias. O cálculo da energia produzida é feito pela Equação 2.5.
Ep = Pm ·Hs (2.5)
onde:
Ep é a energia produzida pelo módulo diariamente [Wh];
Pm é a potência do módulo [W];
Hs é horas diárias de insolação [horas].
A potência do módulo é calculada através da equação 2.6.
Pm = Isc · Vbat (2.6)
onde:
Pm é a potência do módulo [W];
Isc é a corrente de curto-circuito do módulo [A];
Vbat é a tensão da bateria ou do banco de baterias [V].
A questão principal é como dimensionar o sistema para atender a demanda de
energia elétrica em todos os dias do ano. Segundo VILLALVA (2016), recomenda-se usar
o valor de insolação correspondente ao pior mês do ano para garantir o abastecimento de
energia elétrica nos meses de menor insolação.
50
No caso de um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica, a energia produ-
zida pode ser calculada baseada no consumo de eletricidade. Assim, pode-se suprir parci-
almente ou integralmente a demanda de energia elétrica. Outra maneira é considerando o
espaço disponível para instalar os módulos fotovoltaicos já que sabendo a quantidade de
módulos a serem instalados, pode-se calcular a produção de energia. A energia produzida
por um módulo em função do número de módulos é dada pela Equação 2.7:
Ep = Es/Np (2.7)
onde:
Np é o número de módulos da instalação fotovoltaica;
Es é a energia produzida pelo sistema [kWh] no intervalo de tempo considerado;
Ep é a energia produzida por um módulo [kWh] no mesmo intervalo de tempo.
51
3 Região hidrográca do rio São Francisco (RHSF)
Este capítulo está dividido em quatro seções. Na Seção 3.1, as características
principais da RHSF são detalhadas. Na Seção 3.2, as UHEs em operação instaladas na
bacia do rio São Francisco são apresentadas. Seguidamente, na Seção 3.3, os empreendi-
mentos solares em operação e em construção na RHSF são especicadas e, nalmente, na
Seção 3.4, os principais problemas na RHSF são descritos.
3.1 Características
A RHSF possui aproximadamente 640.000 km2 de área (7,5% do território
nacional), abrangendo os seguintes estados: Bahia (48,2%), Minas Gerais (36,2%), Per-
nambuco (10,9%), Alagoas (2,2%), Sergipe (1,2%), Goiás (0,5%) e o Distrito Federal
(0,2%). A RHSF recebe esse nome por causa do rio São Francisco, que nasce em Minas
Gerais, na Serra da Canastra, e chega a sua foz, no Oceano Atlântico, entre Alagoas e
Sergipe, percorrendo cerca de 2.800 km de extensão. A RHSF está dividida em quatro
unidades: Alto São Francisco, Médio São Francisco, Sub-médio São Francisco e Baixo
São Francisco e engloba parte do semiárido conhecido como polígono das secas, que cor-
responde a aproximadamente 58% da região (CBHSF, 2017). Na Figura 3.1, mostra-se a
localização da RHSF, o polígono das secas e as divisões das unidades.
v
RHSF
Polígono das
Secas Baixo
Médio
Alto
Rio São
Francisco
Divisão de
Unidades
Sub-médio
REGIÃO
CENTRO-OESTE
REGIÃO NORTE
REGIÃO SUDESTE
REGIÃO
NORDESTE
Figura 3.1: Localização da RHSF.Fonte: LERNER (2006).
52
O polígono das secas, situado majoritariamente na região NE e norte de Minas
Gerais, apresenta períodos críticos de prolongadas estiagens. Isto é resultado da baixa plu-
viosidade e alta evapotranspiração com baixo índice de nebulosidade e grande incidência
de radiação solar.
Segundo dados do Instituto Nacional de Meteorologia (INMET), a precipitação
média anual na RHSF é de 1.003 mm, muito abaixo da média nacional, de 1.761 mm. A
evapotranspiração média é de 896 mm/ano, apresentando valores elevados no Sub-médio São
Francisco e no Alto São Francisco, em função das elevadas temperaturas, da localização
geográca intertropical e da reduzida nebulosidade na maior parte do ano (CBHSF, 2017).
A vazão média é de 2.846 m3/s e a vazão de retirada ou de demanda total é
de 278 m3/s. Com relação aos usos, há predomínio de retirada para irrigação (213,7 m3/s),
que representa 77% do total de demandas na região. A irrigação é seguida pela demanda
urbana, com 31,3 m3/s (11%), concentrada principalmente na região metropolitana de Belo
Horizonte, e industrial com 19,8 m3/s (7%). A demanda animal da região é de 10,2 m3/s
(4%) e a rural, de 3,7 m3/s (1%) (CBHSF, 2017).
A RHSF tem importante papel na geração de energia hidrelétrica porque a
maioria das grandes UHEs brasileiras se localiza nesta região (LERNER, 2006). De acordo
com JONG (2013) e KOCH (2016) o aproveitamento hidrelétrico do rio São Francisco
representa a base do suprimento de energia do NE, já que aproximadamente 65% da
eletricidade gerada na RHSF é destinada para essa região do país. Atualmente, a potência
hidrelétrica instalada na RHSF supera os 10.000 MW, proveniente de pequenos e grandes
empreendimentos (ANEEL, 2018).
Com relação ao aproveitamento fotovoltaico, a RHSF apresenta um bom po-
tencial de energia solar. Majoritariamente, a RHSF ocupa 22,96% do SE (Minas Gerais,
Goias e Distrito Federal) e 18,27% do NE (Bahia, Sergipe, Alagoas e Pernambuco). Se-
gundo PEREIRA (2006), para estas duas regiões, a insolação global horizontal média
anual varia entre 5,6 kWh/m2 (SE) e 5,9 kWh/m2 (NE). Isto se observa na Figura 3.2 com a
maior disponibilidade energética no NE, seguida pela região SE. Além disso, destaca-se a
complementariedade entre as duas fontes renováveis. Segundo JONG (2013), existe uma
correlação razoavelmente expressiva entre energia solar e hidrelétrica nos meses de estresse
hídrico na RHSF compreendido entre os meses de junho e novembro. Por esta razão exis-
tem empreendimentos solares em operação na RHSF com uma potência instalada total
de aproximadamente 170 MW (ANEEL, 2018).
53
(kWh/m2)
Insolação Solar Horizontal Média Anual
RHSF
CEPB
PI
GO
ES
SP
BA
RJ
TO
DF
PE
AL
SE
MG
MA
Rio São Francisco
3,15
3,50
3,85
4,55
4,20
4,90
5,60
5,25
7,00
6,65
6,30
5,95
Figura 3.2: Radiação solar global horizontal média anual da RHSF.Fonte: PEREIRA (2006).
3.2 UHEs instaladas
Na RHSF estão instaladas as seguintes UHEs: Cajuru, Gafanhoto, Pandeiros,
Paraúna, Queimado, Rio das Pedras, Salto do Paraopeba, Três Marias, Retiro Baixo,
Sobradinho, Luiz Gonzaga, Complexo de Paulo Afonso (constituída pelas UHEs Apolô-
nio Sales, Paulo Afonso I, II, III e IV) e Xingó. As nove primeiras estão localizadas
no Alto São Francisco e as restantes no Sub-médio e Baixo (CEMIG, 2017). As UHEs
contabilizam uma potência instalada de 10.514,87 MW e são administradas por três com-
panhias elétricas: a CEMIG, a Companhia Hidrelétrica do São Francisco S.A. (CHESF)
e FURNAS.
Na RHSF existem basicamente dois tipos de UHEs: as barragens com reserva-
tório, que se caracterizam pela possibilidade de controlar cheias e regularizar o rio à jusante
das mesmas, e as barragens sem reservatório, conhecidas como usinas a o d'água. As
UHEs que acumulam água durante a estação chuvosa, alteram grandemente o regime de
vazões do rio e seus auentes, provocadas pela construção dos reservatórios (MARTINS,
2011). Na Tabela 3.1 são apresentadas todas as UHEs com suas potências instaladas,
volume útil dos reservatórios e a companhia elétrica que as administram.
De acordo com ANA (2017a), os reservatórios de Três Marias, Sobradinho
e Luiz Gonzaga (Itaparica) têm um papel fundamental para o cálculo do reservatório
equivalente para o acompanhamento diário dos reservatórios e na regularização das vazões
deuentes para satisfazer as necessidades da região. Um dos maiores desaos é equilibrar
54
Tabela 3.1: UHEs instaladas na RHSF.UHE Rio Região UGs Potência total instalada [kW] Volume útil do reservatório [hm3] Companhia elétrica
Cajuru Pará Alto 1 7.200 132 CEMIGGafanhoto Pará Alto 4 14.000 3,95 CEMIGPandeiros Pandeiros Alto 3 5.250 usina a o de água CEMIGParaúna Paraúna Alto 3 4.280 usina a o de água CEMIGQueimado Preto Alto 3 105.000 389,46 CEMIGRio de Pedras das Velhas Alto 3 9.280 17,7 CEMIGSalto de Paraopeba Paraopeba Alto 2 2.366 usina a o de água CEMIGTrês Marias São Francisco Alto 6 396.000 15.278 CEMIGRetiro Baixo Paraopeba Alto 2 8.200 41 FURNASSobradinho São Francisco Sub-médio 6 1.050.300 28.669 CHESFLuiz Gonzaga São Francisco Sub-médio 6 1.479.600 3.548 CHESFApolônio Sales São Francisco Sub-médio 4 400.000 1.150 CHESFPaulo Afonso I São Francisco Sub-médio 3 180.000 26 CHESFPaulo Afonso II São Francisco Sub-médio 6 443.000 26 CHESFPaulo Afonso III São Francisco Sub-médio 4 794.200 26 CHESFPaulo Afonso IV São Francisco Sub-médio 6 2.462.400 127,5 CHESFXingó São Francisco Baixo 6 3.162.000 3.800 CHESF
Fonte: CEMIG (2017) e CHESF (2017).
todos os usos do recurso hídrico (irrigação, geração de energia, navegação, saneamento,
pesca e aquicultura, atividades turísticas e de lazer), o que exige uma análise do conjunto
para o planejamento adequado da sua gestão (ANA, 2017e).
As regras de operação dos reservatórios são revisadas periodicamente para
estabelecer os valores das vazões deuentes mínimas. Cabe à ANA denir as regras de
operação dos reservatórios em articulação com o ONS nos reservatórios de hidrelétricas.
Na Figura 3.3, tem-se o diagrama esquemático das principais UHEs com os volumes úteis
dos reservatórios para o cálculo do reservatório equivalente da RHSF.
Figura 3.3: Diagrama esquemático das principais UHEs na RHSF.Fonte: ANA (2017a).
Os reservatórios de Três Marias e Sobradinho, que são os principais reserva-
tórios na RHSF pelo volume de água acumulado, regularizam o rio com uma vazão de
517 m3/s e 1.815 m3/s respectivamente. Além de evitar inundações à jusante, essas duas
represas também exercem uma função estratégica, pois possibilitam a geração de energia
hidrelétrica, durante todo o ano, nas usinas à jusante de Sobradinho (LERNER, 2006).
De todos os reservatórios instalados na RHSF, Três Marias desempenha um papel funda-
mental de regularização do manancial, pois está localizada na parte mais alta e permite
55
que a água armazenada seja liberada para o trecho à jusante em períodos de seca (ANA,
2017e). Na Tabela 3.2 apresenta-se a situação diária do reservatório equivalente da RHSF
com data correspondente a 05/02/2017.
Tabela 3.2: Boletim diário da situação dos reservatórios da RHSF.RESERVATÓRIOS Vol. Máx. Vol. Mín. Vol. Útil Cota Vol. Acum. Vol. Útil Acum. % Vol. Útil
[hm3] [hm3] [hm3] [m] [hm3] [hm3]
Três Marias 19.528 4.250 15.278 558,89 8.754 4.504,20 29,48%Sobradinho 34.117 5.448 28.669 382,96 8.667 3.219 11,23%Itaparica 10.782 7.233 3.549 300,42 8.132 905 25,50%
Reservatório Equivalente 64.427 16.931 47.496 - 25.559 8.628 18,17%
Queimado 477,97 88,51 389,46 819,83 223 134,01 34,41%
TOTAL 64.905 17.020 47.885 - 25.782 8.762 18,30%
Fonte: ANA (2017a).
Para o cálculo do reservatório equivalente se deve considerar o volume útil de
água acumulado, tipo e a localização das UHEs (montante ou jusante). A UHE Queimado,
localiza-se à montante, porém não se considera no cálculo pelo volume menor de água
acumulado (389,46 hm3). O Complexo Paulo Afonso (Volume útil total: 1.355,5 hm3) e
da UHE Xingó (Volume útil: 3.800 hm3), possuem volumes maiores de água, porém não
são considerados para o cálculo do reservatório equivalente porque são usinas a o d'água
(ANA, 2017a).
3.3 UFVs instaladas
No início de 2018 existem 85 UFVs em operação no Brasil com uma potência
outorgada de 1.025,96 MW. Dessa quantidade, seis UFVs estão localizadas na Bahia e
quatro UFVs em Pernambuco. Das seis UFVs em operação na Bahia, cinco estão situadas
na RHSF, uma no município de Juazeiro, com 2,10 MW de potência instalada e quatro no
município de Bom Jesus da Lapa com potência instalada de 160 MW. Das quatro UFVs
instaladas em Pernambuco apenas duas estão na RHSF, no município de Tacaratu, com
potência outorgada de 10 MW (ANEEL, 2018).
No caso da UFV localizada no município de Juazeiro, a UFV Solar Moradas
Salitre, os painéis estão instalados nos telhados dos condomínios populares de Morada do
Salitre e Praia do Rodeadouro. A energia gerada é utilizada nas casas e injetada na rede
da concessionária Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (COELBA). As quatro
UFVs localizadas no município de Bom Jesus da Lapa, constituem o maior parque solar
do Brasil conectado à rede. As UFVs localizadas no município de Tacaratu, Fontes Solar
I e II, estão combinadas ao parque eólico Fontes dos Ventos, tornando-se primeira planta
híbrida do país conectada ao SIN.
Na RHSF existem oito empreendimentos solares em construção com potência
outorgada total de 226 MW. Dessa quantidade, sete estão localizados na Bahia e um em
Minas Gerais. Das UFVs em construção na Bahia, sete operarão no município de Tabocas
56
com potência total de 196 MW. Em Minas Gerais entrará em operação uma UFV, no
município de Pirapora, com potência instalada de 30 MW. Além disso, deve-se considerar
que há 90 empreendimentos solares em construção não iniciados na RHSF com potência
outorgada total de 2.364,40 MW (ANEEL, 2018).
Na Figura 3.4 pode-se observar a localização dos principais reservatórios e as
UFVs no mapa solarimétrico do Brasil. Todos os empreendimentos hidrelétricos e solares
estão situados em uma região que apresenta um bom potencial solar (5,60 e 5,95 kWh/m2).
Além disso, as UFVs estão instaladas em municípios próximos dos reservatórios, porém
não estão integradas às UHEs.
Insolação Solar Horizontal Média Anual
UHE em operação
UFV em operação
UFV em construção
3,15
3,50
3,85
4,55
4,90
5,25
5,60
5,95
6,30
6,65
(kWh/m2)
RHSFCE
PB
PI
Sobradinho
GO
ES
SP
MG
RJ
TO
DF
PE
AL
SE
JuazeiroTacaratu
BA
MA
Tabocas
Bom Jesus
da Lapa
Pirapora
Três Marias
Rio São FranciscoItaparica
4,20
7,00
Figura 3.4: Localização dos reservatórios e UFVs no mapa solarimétrico do Brasil.Fonte: PEREIRA (2006).
3.4 Principais problemas na RHSF
De acordo com o ONS e com a ANA, existem restrições nas vazões deuentes
médias mínimas diárias para os reservatórios principais da RHSF. Assim para o reserva-
tório de Três Marias a vazão mínima estabelecida é de 350 m3/s e para o reservatório de
Sobradinho é de 1.300 m3/s. Esses valores são necessários para garantir um adequado uso
múltiplo das águas (geração de energia, irrigação, navegação e vazão). Para o reservatório
de Itaparica não há restrição na vazão deuente mínima devido à existência de reserva-
tórios a jusante. Deve-se ressaltar que todos os reservatórios, ante qualquer variação nos
volumes úteis e vazões deuentes, sofrem os impactos das mudanças por pertencer a uma
mesma cascata (ANA, 2017b).
Desde 2012, a RHSF vem enfrentando uma seca contínua e sofrendo condições
57
hidrológicas adversas, com vazões e precipitações abaixo da média, com consequências
nos níveis de armazenamento dos reservatórios instalados (ONS, 2018). Por esta razão,
para manter os estoques de água, a operação dos reservatórios vem sendo feita de forma
especial e com acompanhamento periódico. Na Figura 3.5, apresenta-se a variação dos
volumes úteis de Três Marias, Sobradinho, Luiz Gonzaga (Itaparica) e do reservatório
equivalente a partir de 2012.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
% V
OLU
ME
ÚT
IL
RE
SE
RV
AT
ÓR
IO
MÊS
RESERVÁTORIO TRÊS MARIAS 2012 2013 2014 2015 2016
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
% V
OLU
ME
ÚT
IL
RE
SE
RV
AT
ÓR
IO
MÊS
RESERVATÓRIO SOBRADINHO2012 2013 2014 2015 2016
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
% V
OLU
ME
ÚT
IL
RE
SE
RV
AT
ÓR
IO
MÊS
RESERVATÓRIO LUIZ GONZAGA (ITAPARICA)
2012 2013 2014 2015 2016
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100%
VO
L. Ú
TIL
RE
SE
RV
. E
QU
IVA
L.
MÊS
RESERVATÓRIO EQUIVALENTE2012 2013 2014 2015 2016
Figura 3.5: Histórico de volumes úteis dos reservatórios da RHSF.Fonte: ONS (2017d).
Pode-se ver que desde 2013 o volume útil dos reservatórios reduziu para abaixo
de 50%. Paralelamente a esses fatores naturais, deve-se considerar o aumento constante
da demanda de água, especialmente para a irrigação agrícola, que é visto como um pro-
blema na região (KOCH, 2016). De 2006 a 2012, houve um aumento de 39% na área
irrigada principalmente no Médio, Sub-médio e no Baixo São Francisco. O aumento da
demanda hídrica para irrigação, concentrada em alguns municípios da RHSF, que tam-
bém apresentam as maiores áreas irrigadas, pode acarretar em conitos com os demais
usos múltiplos.
O reservatório de Três Marias tem sofrido uma redução de seu volume acu-
mulado devido às condições hidrológicas adversas. Por isso, para manter o estoque de
água, a CEMIG, responsável pela operação da barragem, vem reduzindo a vazão mínima
deuente para o valor médio atual que circunda os 216 m3/s muito abaixo do valor esta-
belecido pela ANA de 350 m3/s. Da mesma maneira, ante esta situação, a CHESF vem
reduzindo a vazão média deuente mínima do Sobradinho abaixo de 1.300 m3/s (patamar
mínimo em situações de normalidade) para o valor médio atual que circunda os 777 m3/s
(ANA, 2017b). Segundo a ANA, caso essas medidas especiais não tivessem sido adotadas,
58
o sistema equivalente dos reservatórios da RHSF estaria com volume equivalente a -50%,
ou seja, desde 2014 já estariam usando a reserva técnica, conhecida como volume morto
(ANA, 2015).
A partir de 2012, a geração hidrelétrica diminuiu por causa da estiagem que
afeta o desempenho das principais UHEs instaladas na RHSF, isto é, não estão operando
na sua capacidade total (KOCH, 2016). Segundo a CEMIG, na UHE de Três Marias,
as seis turbinas funcionam por três horas ao dia e uma única funciona durante 24 horas,
gerando em média 36 MW (GLOBO, 2015). Segundo o ONS, a UHE de Sobradinho,
responsável pela maior parte de fornecimento de eletricidade da região NE, está com
baixo nível de reservas podendo chegar ao volume morto e correndo o risco de ser desligada
(GLOBO, 2017).
Esta situação causa um aumento acentuado da geração por UTEs e UELs assim
como a eletricidade importada de outras regiões do Brasil para satisfazer a demanda
crescente principalmente para o NE (KOCH, 2016). Na Figura 3.6, apresenta-se esse
fenômeno como consequência dos eventos acontecidos a partir de 2012.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Potê
ncia
MW
ME
D
Demanda Geração UHEs Geração UTEs Intercâmbio Geração EOLs
Figura 3.6: Demanda média anual de eletricidade, geração de eletricidade por UHEs,UTEs, UELs e intercâmbio de eletricidade (positivo é importado, negativo é exportadopara outras regiões do Brasil) para o Nordeste do Brasil.
Fonte: ONS (2017a).
De acordo com LERNER (2006), o principal problema da RHSF não é a dispo-
nibilidade global de água, porém a concentração de precipitação dentro de poucos meses
do ano e a alta variação entre os anos. Isto vem acontecendo desde 2012 e atualmente a
59
RHSF enfrenta uma escassez de água tanto para geração de eletricidade como para con-
sumo. Todos os reservatórios estão com a vazão deuente mínima abaixo do estabelecido
pela ANA.
Todos os fatos apresentados evidenciam a escassez de água. Isto afeta princi-
palmente os reservatórios, pondo em risco a operação das principais UHEs. Ao mesmo
tempo, a demanda de eletricidade segue aumentando, precisando majoritariamente de
UTEs e da importação de outras regiões do Brasil. Além disso, a escassez de água, prin-
cipalmente no polígono das secas e nas áreas cultivadas, agrava a situação da principal
fonte doadora de água, o rio São Francisco.
60
4 Plataforma de simulação: RS MINERVE
Este capítulo está dividido em três seções. Na Seção 4.1, uma breve introdu-
ção do software RS MINERVE é apresentada. Seguidamente, na Seção 4.2, os principais
modelos hidrológicos e objetos hidráulicos com seus seus respectivos parâmetros são con-
siderados. Por último, na Seção 4.3, o modulo Expert e sua função objetivo, desenvolvido
para a calibração dos modelos hidrológicos, sao detalhados sucintamente.
4.1 Software RS MINERVE
A plataforma de simulação hidrológica e hidráulica RS MINERVE foi desenvol-
vida pelo Centre de Recherche Sur l'Environnement Alpin (CREALP) em conjunto com
o escritório de Engenharia Hydro-Cosmos SA, em colaboração com a École Polytechnique
Fédérale de Lausanne (EPFL), na Suíça, a Universitat Politècnica de València (UPV), na
Espanha, e a Associação Hydro10. O RS MINERVE caracteriza-se como uma ferramenta
de modelagem hidrológica e hidráulica de bacias hidrográcas, com base num esquema
conceitual semi-distribuído (HERNÁNDEZ et al., 2015).
O RS MINERVE está disponível gratuitamente aos usuários interessados. Atu-
almente, existem vários estudos na Suíça, Espanha, Peru, França e Nepal, utilizando esta
plataforma. Nesse sentido, VALENZUELA et al. (2016) realizam uma análise compara-
tiva dos modelos hidrológicos do RS MINERVE na bacia do rio Chillón, Peru. CASTILLO
et al. (2011) utilizam a plataforma para simular processos de acumulação de neve-fusão
como suporte contra inundações na bacia hidrográca do Cantábrico, Espanha. HER-
NÁNDEZ et al. (2014) analisam um sistema integrado de previsão e gerenciamento de
inundações em uma bacia hidrográca complexa nos Alpes, Suíça. HERNÁNDEZ et al.
(2009) aplicam o RS MINERVE para a previsão hidrometeorológica na bacia hidrográca
de Ródano a montante do Lago de Genebra, França. FOEHN (2011) desenvolve um mo-
delo hidrológico para a parte nepalesa da bacia do rio Koshi para avaliar o potencial de
redução de inundações dos reservatórios hidrelétricos projetados na bacia.
O RS MINERVE possui diferentes modelos hidrológicos, como GSM, GR4J,
SOCONT, HBV, SAC-SMA, GSM, SWMM e Snow -GSM. Ele também pode repro-
duzir esquemas hidrelétricos complexos mediante a combinação de objetos de estrutura
hidráulica como reservatórios, turbinas e vertedouros. Estes objetos fornecem valores de
produção de energia e renda total com base no desempenho da turbina e no preço de
venda da energia.
O módulo Expert é um otimizador para a calibração dos parâmetros e condi-
ções iniciais dos modelos hidrológicos dentro da plataforma RS MINERVE. A calibração
automática com diferentes algoritmos, como o SCE-UA, calcula o melhor conjunto de
parâmetros hidrológicos, dependendo de uma função objetivo denida pelo usuário.
61
4.2 Modelos hidrológicos e objetos hidráulicos
O RS MINERVE caracteriza-se como um software de modelagem orientado a
objetos. Esses objetos podem ser chamados de objetos Base, objetos Rio ou de Rotea-
mento do Canal, objetos de Infraestruturas Hidráulicas e de Regulação e objetos Padrão.
Os objetos Base são compostos principalmente de modelos hidrológicos e são
utilizados para simulação hidrológica. Os objetos Rio são objetos utilizados para a des-
crição do roteamento do canal e simulação de transferência de uxos de rios. Os objetos
de Infraestruturas Hidráulicas e de Regulação são objetos utilizados para simulação de in-
fraestruturas hidráulicas como reservatórios, turbinas ou vertedouros. Os objetos Padrão
são necessários para retroalimentar, estruturar e calibrar os modelos.
Geralmente, a simulação de uma bacia hidrográca, reúne todos os objetos
mencionados acima, por isso é necessário conhecer a função de cada um deles. A seguir,
apresenta-se uma breve caracterização dos diferentes objetos utilizados em uma simulação.
4.2.1 Objetos Base
A seguir são apresentados os modelos hidrológicos mais usados para a simula-
ção de uma bacia hidrográca. Alguns destes modelos são combinações de outros modelos
mais simples (GSM, SWMM, SAC-SMA e Snow -GSM) e por isso não são descritos.
Génie Rural à 4 Paramètres Journalier (GR4J)
O GR4J é um modelo determinístico-empírico que realiza a representação de
descargas médias diárias com cinco parâmetros (Tabela 4.1), e requer informação de pre-
cipitação (Peq) e evapotranspiração (ETP ) média diária para gerar séries de uxos. O
modelo GR4J (Figuras 4.1 e 4.6) tem dois reservatórios que são responsáveis pelo arma-
zenamento da precipitação onde se produzem os fenômenos de percolação e inltração.
Os processos de precipitação sólidas não são levados em consideração neste modelo.
62
Figura 4.1: Modelo GR4J.Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
Tabela 4.1: Lista de parâmetros e condições iniciais para o modelo GR4J.Nome Unidade Descrição Intervalo Regular
A m2 Superfície da bacia >0X1 m Capacidade de depósito de produção (Production Reservoir) 0.01 a 1.2X2 m Coeciente de troca de água -0.005 a 0.003X3 m Capacidade do depósito de laminação (Routing Reservoir) 0.01 a 0.5X4 d Tempo base dos hidrogramas unitários -0.5 a 1
Slni m Conteúdo de água inicial no reservatório de produção (Production Reservoir) -Rlni m Nível inicial de água no reservatório de laminação (Routing Reservoir) -
Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
Soil Contibution (SOCONT)
O SOCONT é um modelo que aglomera em série três modelos hidrológicos de
menor complexidade. O primeiro deles, o modelo Glacier Snow Melting (GSM), denido
como um modelo determinístico conceitual, simula a evolução transitória da acumulação
de neve em função da temperatura (T ) e a precipitação (P ). A saída deste modelo é levada
ao modelo Génie Rural à 3 Paramètres (GR3), que usa a precipitação equivalente (Peq) e a
evapotranspiração (ETP ) para produzir uma inltração (inet) e um uxo base QGR3 e por
63
último as saídas do modelo GR3 é transitada pelo modelo Storn Water Management Model
(SWMM) que nalmente produz o escoamento supercial (Qr). O modelo SOCONT
(Figuras 4.2 e 4.6) propõe um reservatório linear para a contribuição de neve, outro não
linear representando águas subterrâneas e um último reservatório, também não-linear,
para o escoamento direto. São 14 parâmetros de calibração que representam este modelo
(Tabela 4.2), dos quais 6 correspondem ao modelo GSM, que separa a precipitação líquida
da sólida.
Figura 4.2: Modelo SOCONT.Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
Hydrologiska Byrans Vattenbalansavdelning (HBV)
O HBV é um modelo determinístico-conceitual que estima o escoamento em
uma bacia a partir de dados de precipitação (P ), temperatura (T ) ou evapotranspiração
(ETP ) diários. Sua representação é feita a partir do modelo GSM e três reservatórios con-
gurados por equações lineares e uma função que calculam a umidade, evapotranspiração
e o uxo de água subterrânea (Figuras 4.3 e 4.6).
O primeiro reservatório representa a umidade do solo. O segundo reservató-
rio, denominado reservatório superior (Upper Reservoir) do solo ou depósito interuxo,
correspondente ao armazenamento superior do solo que produz o uxo de saída (uxo
supercial) (Qr) e o interuxo (Qt). O terceiro reservatório, também chamado de reser-
vatório inferior (Lower Reservoir) do solo ou reservatório de uxo básico, correspondente
ao armazenamento inferior do solo e produz o uxo base (Ql).
64
Tabela 4.2: Lista de parâmetros e condições iniciais para o modelo SOCONT.Nome Unidade Descrição Intervalo Regular
A m2 Superfície de inltração >0Asn mm/C/dia Coeciente de referência degelo grau-dia 0.5 a 20Asnlnt mm/C/dia Intervalo degelo grau-dia 0 a 4AsnPh d Deslocamento de fase da função sinusoidal 1 a 365ThetaCri - Conteúdo crítico de água na neve acumulada 0.1bp d/mm Coeciente de derretimento devido à precipitação líquida 0.0125Tcp1 C Temperatura mínima crítica para precipitação líquida 0Tcp2 C Temperatura máxima crítica para precipitação líquida 4Tcf C Temperatura crítica da neve 0HGR3Max m Altura máxima do reservatório de inltração (Inltration Reservoir) 0 a 2KGR3 1/s Coeciente de liberação do reservatório de inltração (Inltration Reservoir) 0.00025 a 0.1L m comprimento do plano >0Jo - Declive do plano >0Kr m1/3/s Coeciente de Strickler 0.1 a 90
Hsnowlni m Altura inicial de neve -HGR3lni m Nível inicial no reservatório de inltração (Inltration Reservoir) -Hrlni m Nível de água inicial do escoamento a jusante da superfície -Thetalni - Conteúdo relativo de água inicial no bloco da neve (Snow Pack) -
Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
Desta maneira, os reservatórios superior e inferior originam o uxo total (Qt)
simulado pelo modelo. São usados um total de 15 parâmetros (Tabela 4.3), dos quais 6
correspondem ao modelo GSM.
Figura 4.3: Modelo HBV.Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
65
Tabela 4.3: Lista de parâmetros e condições iniciais para o modelo HBV.Nome Unidade Descrição Intervalo Regular
A m2 Superfície da bacia >0CFMax mm/C/dia Coeciente de degelo 0.5 a 20CFR - Fator de congelação 0.05CWH - Conteúdo crítico de água na neve acumulada 0.1TT C temperatura limite de chuva / mescla de neve 0 a 3TTInt C Intervalo de temperatura para chuva neve 0 a 3TTSM C Temperatura limite para derretimento de neve 0Beta - Coeciente de forma 1 a 5FC m Capacidade máxima de armazenamento do solo 0.050 a 0.65PWP - Ponto de murchamento permanente do solo 0.030 a 1SUMax - Limite do nível de água do reservatório superior (Upper Reservoir) 0 a 0.10Kr 1/d Coeciente de liberação de uxo supercial 0.05 a 0.5Ku 1/d Coeciente de liberação de interuxo 0.01 a 0.4Kl 1/d Coeciente de liberação de uxo de base 0 a 0.15Kperc 1/d Coeciente de liberação de percolação 0 a 0.8
Hsnowlni m Altura inicial de neve -WHIni - Conteúdo inicial relativo de água no bloco da neve (Snow Pack) -HumIni m umidade inicial -SUIni m Nível inicial da água do reservatório superior (Upper Reservoir) -SLIni m Nível inicial da água do reservatório inferior (Lower Reservoir) -
Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
Sacramento Soil Moisture Accounting (SAC-SMA)
O SAC-SMA é um modelo determinístico-conceitual que requer informações
de precipitação (Peq) e evapotranspiração (ETP ) média diária para gerar descargas. O
modelo requer 17 parâmetros para sua calibração (Tabela 4.4), mesmo sem ter um modelo
de neve, tem uma grande capacidade de simular descargas médias diárias. Este grande
número de parâmetros exige um conhecimento profundo da bacia que será simulada, com
informações sobre cobertura vegetal ou áreas permeáveis e impermeáveis.
O modelo SAC-SMA está estruturado em três reservatórios complexos, todos
inuenciados pela evapotranspiração (Figuras 4.4 e 4.6). O primeiro, é dividido em sec-
tores permeáveis e impermeáveis que produzem escoamento supercial quando a chuva
excede a taxa de inltração. O segundo reservatório representa o solo chamado também
de zona alta (Upper Zone) onde se origina o interuxo, que pode ser entendida como
a transferência de água lateral ao uxo base e ocorre apenas quando se satura a zona
superior. O terceiro reservatório representa a zona inferior do solo (Lower Zone) e está
ligada aos processos de descargas com resposta lenta. Finalmente, os três reservatórios
originam uxo total simulado pelo modelo.
66
Figura 4.4: Modelo SAC-SMA.Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
Tabela 4.4: Lista de parâmetros e condições iniciais para o modelo SAC-SMA.Nome Unidade Descrição Intervalo Regular
A m2 Superfície da bacia >0Adimp - Área impermeável adicional (fracção) 0 a 0.2Pctim - Fração permanente de área impermeável 0 a 0.05Riva - Fração de cobertura vegetal 0 a 0.2UztwMax m Capacidade de tensão de água na zona superior (Upper Zone) 0.01 a 0.15UzfwMax m Capacidade de água livre na zona superior (Upper Zone) 0.005 a 0.10Uzk 1/dia Taxa de retirada da zona superior (Upper Zone) 0.10 a 0.75Zperc - Coeciente de proporção de percolação 10 a 350Rexp - Parâmetro de forma da curva de percolação 1 a 4Pfree - Fração de percolação que vai diretamente aos armazenamentos da 0 a 0.6
zona inferior (Lower Zone) de água livre (LZFW)LztwMax m Capacidade da tensão de água na zona inferior (Lower Zone) 0.05 a 0.40LzfpMax m Capacidade de água livre primário na zona inferior (Lower Zone) 0.03 a 0.80LzfsMax m Capacidade de água livre suplementar na zona inferior (Lower Zone) 0.01 a 0.40Rserv - Fracção da água armazenada na zona inferior não transferível 0 a 1Lzpk 1/dia Taxa de retirada diária do armazenamento de agua libre 0.001 a 0.03
da zona primaria inferior (LZFP) (Lower Zone)Lzsk 1/dia Taxa de retirada diária do armazenamento de agua libre suplementar 0.02 a 0.3
da zona inferior ( LZFS) (Lower Zone)Side - Relação de percolação profunda de armazenamento de agua livre 0 a 0.5
da zona inferior (Lower Zone)
AdimIni m Conteúdo de tensão de água inicial da área de Adimp -UztwIni m Conteúdo de tensão de água inicial na zona superior -UzfwIni m Conteúdo inicial de água livre na zona superior -LztwIni m Conteúdo inicial de tensão de água na zona inferior -LzfpIni m Conteúdo inicial suplementar livre da zona inferior -LzfsIni m Conteúdo inicial primário livre da zona inferior -
Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
67
Objeto Virtual Station
Existe também um objeto base denominado Estação Climática Virtual ou
Virtual Station (Figura 4.6). O objeto está associado às coordenadas X, Y, Z e permite a
distribuição espacial das variáveis meteorológicas tais como precipitação, temperatura e
evapotranspiração a partir de medidas ou estimativas disponíveis de um banco de dados,
com referência espacial em coordenadas métricas. Geralmente, este objeto fornece dados
de entrada para os modelos hidrológicos.
Os métodos escolhidos para a distribuição espacial da precipitação, tempe-
ratura e evapotranspiração correspondem aos métodos Thiessen e Shepard. O primeiro
método, Thiessen, procura a estação meteorológica mais próxima para cada variável me-
teorológica. O segundo, Shepard, procura as estações i que estejam em um raio de busca
e calcula a variável meteorológica dependendo da ponderação da distância. Na Tabela
4.5, mostram-se os parâmetros e condições iniciais para o objeto Virtual Station.
Tabela 4.5: Lista de parâmetros e condições iniciais para o objeto Virtual Station.Nome Unidade Descrição Intervalo Regular
X, Y, Z - Coordenadas da estação virtual -Raio de busca m Raio de busca das estações virtuais >0No. mim. Est. - Número mínimo de estacoes utilizados para interpolação ≥1Gradient P m/s/m Gradiente de precipitação -Gradient T C/m Gradiente de temperatura -0.007 to - 0.004Gradient ETP m/s/m Gradiente de evapotranspiração -Coe P - Coeciente de correção de precipitação 0.5 a 2Coe T C Coeciente de correção de temperatura -2 a 2Coe ETP - Coeciente de correção de evapotranspiração 0.5 a 2
Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
4.2.2 Objetos Rio
Os objetos Rio são usados para a simulação do roteamento do canal de um
rio e são representados pelas equações de St-Venant, Muskingum-Cunge ou Kinematic
Wave. As três possibilidades são apresentadas a seguir e seus parâmetros são detalhados
na Tabela 4.6. Na Figura 4.5(a), mostra-se o esboço descritivo utilizado para os cálculos
dos parâmetros. Na Figura 4.5(b), detalha-se o perl transversal disponível para o cálculo
computacional do roteamento dos canais.
68
Tabela 4.6: Lista de parâmetros para o roteamento de canais.
Nome Unidade Descrição Intervalo Regular
L m Comprimento total do canal 0 < x 5 LBO m Largura da base do canal >0m - Coeciente de relação banco lateral (1H / mV) 0.1 a 1JO - Declive >0K m1/3/s Coeciente de Strickler 10 a 90N - Número de seções (não para Lag-Time) >0Lag min Tempo de atraso (somente para Lag-Time) ≥0
Qlni m3/s Descarga inicial -
Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
(a) (b)
Figura 4.5: Esboço descritivo (a) e perl transversal (b) disponível para o cálculo com-putacional do roteamento dos canais dos objetos Rio.
Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
Modelo de St-Venant
O modelo de St-Venant (Figura 4.6) simula o uxo instável do rio no canal
utilizando as equações de St-Venant apresentados a seguir:
∂A
∂t+∂Q
∂x= 0 (4.1)
∂Q
∂t+∂(Q
2
t+ g · I1)
∂x= g · A · (J0 − Jf ) + g · I2 (4.2)
onde:
A: área de uxo transversal do canal [m2];
Q: descarga ou vazão [m3/s];
x: comprimento do canal [m];
g: constante de gravidade [m2/s];
I1: coeciente de perl [m3];
J0: inclinação inferior do canal;
Jf : inclinação de fricção;
69
I2: coeciente para a variação da seção transversal [m2].
A Equação 4.1 expressa a conservação de massa enquanto a Equação 4.2 ga-
rante a conservação do momento. O termo I1 leva em consideração a forma do perl
transversal do canal e se calcula a partir da Equação 4.3. O termo I2 leva em considera-
ção a variação da seção ao longo do canal e se calcula a partir da Equação 4.4.
I1 =
∫ h
0
(h− η) · b(η)dη (4.3)
I2 =
∫ h
0
(h− η)∂b
∂x|h=η (4.4)
As variáveis das Equações 4.3 e 4.4 são detalhadas na Figura 4.5. O termo h
representa o nível do rio no canal, η representa a variação do nível no canal e b representa
a variação de seção transversal para o nível do canal e constitui uma variável de integra-
ção. As equações de St-Venant podem ser resolvidas no RS MINERVE para um perl
trapezoidal de acordo com a Figura 4.5(b) com B: largura da base do perl transversal
[m]; h: nível da água [m] e m: coeciente de relação do banco lateral (1 vertical / m
horizontal).
Modelo de Muskingum-Cunge
O modelo de Muskingum-Cunge (Figura 4.6) simula o uxo de um rio con-
siderando uma aproximação de onda difusiva com a hipótese suplementar de um canal
prismático. Com essas considerações, o objeto é denido pela Equação 4.5, que é uma
variação da Equação 4.2, com derivadas parciais do tipo parabólico, que representa a
convecção e a difusão da variável Q denida pela Equação 4.6 onde D é taxa de descarga
[m3/s]. O uxo é transportado com uma velocidade c (Equação 4.7) e difundido com um
coeciente de difusão δ (Equação 4.8).
∂Q
∂t+ (
Q
BD
dD
dh) · ∂Q
∂x− D2
2 ·B · |Q|· ∂
2Q
∂x2= 0 (4.5)
Q = D · J1/20 (4.6)
c =Q
BD
dD
dh(4.7)
δ =D2
2 ·B · |Q|(4.8)
70
Modelo de Kinematic Wave
O modelo de Kinematic Wave (Figura 4.6) considera insignicantes os termos
de inércia e pressão das equações de St-Venant. A hipótese cinemática supõe que as forças
de gravidade são idênticas, embora com um sinal oposto às forças de fricção. Isso implica
que há uma relação explícita entre o uxo e o nível da água. O modelo Kinematic Wave,
expressado pela Equação 4.9, indica que o uxo Q é transportado a jusante com uma
velocidade c que é denida pela Equação 4.7.
∂Q
∂t+ (
dD
dA)x0 ·
∂Q
∂x= 0 (4.9)
Modelo Lag Time
Na lista de parâmetros da Tabela 4.6, menciona-se um parâmetro denominado
Lag (atraso). Esse parâmetro corresponde ao objeto Rio denominado Lag-Time ou tempo
de atraso (Figura 4.6). O objeto Lag Time é um modelo de roteamento mais simples,
de atraso-tempo, onde os uxos a montante e a jusante são atrasados por um tempo de
atraso xo chamado Lag (minutos). Este objeto calcula uma transição do rio baseada em
um tempo de atraso, mas não produz qualquer atenuação do uxo.
4.2.3 Objetos de Infraestruturas Hidráulicas e de Regulação
A seguir, alguns dos objetos de infraestruturas hidráulicas e de regulação mais
usados no RS MINERVE são apresentados.
Objeto Reservoir
O nível da água e a evolução do volume de um reservatório são simulados
a partir deste objeto (Figura 4.7), com base em uma relação nível-volume e um nível
inicial do reservatório. A evolução transitória de um volume de água em um reservatório
é descrita pela seguinte equação:
(d∇dt
) = Qe −Qs (4.10)
onde:
∇: volume no reservatório [m3];
Qe: uxo de entrada no reservatório [m3/s];
Qs: uxo de saída [m3/s].
Para resolver a Equação 4.10, é necessário conhecer o uxo de saída como
função do volume de água no reservatório. Esta operação é possível se a relação entre o
nível da água e o volume de água é conhecida (Tabela 4.7).
71
Tabela 4.7: Dados emparelhados e condições iniciais necessários para o objeto Reservoir.
Nome Unidade Descrição
H-V (dados emparelhados) m - m3 Relação Nível - Volume
Hlni m Nível inicial no reservatório
Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
Objeto Level-Discharge Relation (HQ)
O objeto HQ fornece uma descarga dependendo do nível do reservatório. A
saída é calculada com a ajuda de uma relação de Nível - Descarga (Tabela 4.8). Assim, a
descarga é calculada pelas Equações 4.11 e 4.12. Na Figura 4.7, mostra-se a representação
do objeto Level-Discharge Relation.
Qoutflow,n = 0 ParaHn < Hi (4.11)
Qoutflow,n = Qdev,i +Hi+1 ·Qoutflow,i+1
Qoutflow,i
ParaHi < Hn < Hi+1 (4.12)
onde:
Qoutflow,n: descarga no instante n [m3/s];
Hn: nível de água no instante n [m];
Qoutflow,i: uxo de descarga para um nível de água Hi [m3/s];
Hi: nível de água do reservatório [m];
Qdev,i : uxo de água desenvolvido no instante i [m3/s].
Tabela 4.8: Dados necessário emparelhados para o objeto Level-Discharge Relation(HQ).
Nome Unidade Descrição
H-Q (dados emparelhados) m - m3 Relação Nível - Descarga
Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
Objeto Turbine
Neste objeto (Figura 4.7), séries temporárias de uxo podem ser introduzidas
diretamente para fornecer uma descarga Q em um reservatório. O tempo é incorporado
em segundos e os valores associados em suas unidades correspondentes, em forma de
tabela t [s] - Q. A descarga nal também depende do nível do reservatório apresentado
nas próximas equações:
Qturbine,n = Qwanted,n Para (Hn > Hon) ou (Hoff 5 Hn 5 H e IsOperating = 1) (4.13)
72
Qturbine,n = 0 Para (Hn < Hoff ) ou (Hoff 5 Hn 5 Hon e IsOperating = 0) (4.14)
onde:
Qturbine,n: descarga no instante n [m3/s];
Hn: nível de água no instante n [m];
Qwanted,n: uxo de descarga desejado no instante n [m3/s];
Hon: nível do reservatório para iniciar o ciclo da turbina [m];
Hoff : nível do reservatório para parar o ciclo da turbina [m];
IsOperating: Ciclo de turbina planejado no instante t [0/1].
Tabela 4.9: Dados emparelhados, parâmetros e condições iniciais necessários para oobjeto Turbine.Nome Unidade Descrição
H-Q (dados emparelhados) m - m3 Relação Nível- DescargaHon m Nível do reservatório para iniciar o ciclo da turbinaHoff m Nível do reservatório para parar o ciclo da turbina
IsOperatingIni 0/1 0 = não turbina; 1 = turbinaApenas tomado em consideração se Hoff > H > Hon
Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
Objeto Hydropower
As entradas do objeto Hydropower (Figura 4.7) são um nível de reservatório
e uma descarga. Também precisa da relação de dados emparelhados de Descarga (Q)
- Desempenho (η) para a turbina, a altitude (Zcentral) da UHE, o comprimento (L), o
diâmetro (D) e a rugosidade (K) do tubo, bem como a viscosidade cinemática do uído
(ν).
Como saídas, o objeto calcula não apenas a potência e a receita para cada
instante do tempo, conforme apresentado nas Equações 4.15, 4.16 e 4.17, mas também a
energia total produzida e a receita total obtida.
Znet,n = Zwater,n − Zcentral −f · 8 · L ·Q2
n
g · π2 ·D5(4.15)
Powern = ηn · 1000 ·Qn · g · Znet,n (4.16)
Revenuen = Powern · Pricen (4.17)
onde:
73
Znet,n: altura líquida no instante n [m];
Zwater,n: altura da água no reservatório no instante n [m];
Zcentral: altitude da planta hidrelétrica [m];
F : fator de fricção [−];
L: comprimento do tubo [m];
Qn: descarga no instante n [m3/s];
G: gravidade, 9,81 [m2/s];
D: diâmetro [m];
Powern: potência no instante n [Watt];
η: desempenho da turbina no instante n [%];
Revenuen: receita da turbina no instante n [euro/Kwh];
Pricen: Preço da energia no instante n [euro/Kwh].
Tabela 4.10: Dados emparelhados e parâmetros necessários para o objeto Hydropower.Nome Unidade Descrição
Q-η (dados emparelhados) m3/s - % Relação Descarga - Desempenho
Zplant Altitude da central hidrelétricaL m Comprimento do tuboD m Diâmetro do tuboK m Rugosidadeυ m2/s Viscosidade cinemáticaPreço padrão euro/Kwh Usado apenas se não houver dados no banco de dados
Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
Objeto Diversion
Este objeto (Figura 4.7) é usado para simular a separação de uxo com base em
uma relação de uxo entrada - uxo desviado. Pode ser usado como um objeto hidrológico,
mas é principalmente usado como uma função hidráulica. O objeto é representado pela
Equação 4.18 e na Tabela 4.11 apresentam-se os dados emparelhados necessários para o
objeto.
Qup,n = Qdown,n +Qdiverted,n (4.18)
onde:
Qup,n: uxo total a montante no instante n [m3/s];
Qdiverted,n: uxo desviado no instante n [m3/s];
Qdown,n: uxo a jusante no instante n [m3/s].
74
Tabela 4.11: Dados emparelhados necessários para o objeto Diversion.Nome Unidade Descrição
Qup - Qdiverted (dados emparelhados) m3/s - m3/s Relação Fluxo de entrada - Fluxo desviado
Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
Objeto Planner
Este objeto (Figura 4.7) possui um sistema gerenciador dentro do qual, várias
regras podem ser criadas. Todas as regras serão computadas, da primeira à última. Em
cada regra, é possível denir várias condições e também criar combinações entre elas com
operadores AND ou OR. A regra será aplicada se a condição combinada ou uma condição
individual for satisfeita.
Um exemplo típico do Planner é a implementação de uma lei de turbina-bomba
em função do nível da água no reservatório. Assim, algumas regras devem ser criadas com
diferentes condições relativas aos níveis do reservatório ou, em alguns casos, aos resultados
de outros objetos.
4.2.4 Objetos Padrão
Os objetos Padrão não possuem parâmetros ou dados emparelhados. Eles estão
vinculados a um banco de dados. A seguir são apresentados alguns desses objetos.
• Objeto Junction: Este objeto Junction (Figura 4.7) adiciona diferentes entradas
de uxo provenientes de rios ou de infraestruturas hidráulicas.
• Objeto Time Series: O objeto Time Series (Figura 4.7) fornece ao modelo dados
em forma de séries temporais (tempo em segundos). Dados de qualquer tipo (uxo,
temperatura, precipitação, potencial de evapotranspiração) podem ser transferidos
diretamente para outros objetos.
• Objeto Source: O objeto Source (Figura 4.7) permite carregar dados a partir de
um banco de dados ou dataset. Geralmente é usado para denir séries de tempo de
uxo para turbina ou para uma bomba e como uxo de referência para a calibração
com um objeto Comparator.
• Objeto Comparator : O objeto Comparator (Figura 4.7) é usado para comparar
os resultados de uma simulação com os dados de referência provenientes de outro
objeto, geralmente uma fonte (Source).
• Objeto Submodel : O objeto Submodel (Figura 4.7) permite salvar uma combi-
nação de objetos como um submodelo para ser integrado como tal em outro modelo.
75
Objetos Base
Simbologia Nome
GR4J: Modelo determinístico-empírico que
representa as descargas médias diárias com cinco parâmetros e requer informação de precipitação e evapotranspiração média diária para gerar séries de fluxos.
SOCONT: Modelo determinístico-conceitual que
aglomera três modelos hidrológicos (GSM, GR3 e SWMM). Requer informação de entrada de temperatura e precipitação e utiliza catorze parâmetros de calibração para representar o escoamento superficial.
HBV: Modelo determinístico-conceitual que
estima o escoamento em uma bacia a partir de dados de precipitação, temperatura ou evapotranspiração diários. São usados um total de quinze parâmetros.
SAC-SMA: Modelo determinístico-conceitual
que requer informações de precipitação e evapotranspiração média diária para gerar descargas. O modelo requer dezessete parâmetros para sua calibração.
Virtual Station: Este objeto está associado às
coordenadas X, Y, Z e permite a distribuição espacial das variáveis meteorológicas tais como precipitação, temperatura e evapotranspiração a partir de medidas ou estimativas disponíveis de um banco de dados.
Objetos Rio
St-Venant: Modelo que simula o fluxo instável
do rio no canal utilizando as equações de St-Venant.
Muskingum-Cunge: Modelo que simula o
fluxo de um rio considerando uma aproximação de onda difusiva com a hipótese suplementar de um canal prismático.
Kinematic Wave: Modelo que considera
insignificantes os termos de inércia e pressão das equações do modelo de St-Venant.
Lag Time: Modelo de roteamento mais simples,
de atraso-tempo, onde os fluxos a montante e a jusante são atrasados por um tempo de atraso fixo (minutos).
Figura 4.6: Objetos Base e Rio.Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
76
Objetos Infraestrutura
Simbologia Nome
Reservoir: O nível da água e a evolução do volume
de um reservatório são simulados a partir deste objeto, com base em uma relação nível-volume e um nível inicial do reservatório.
Level-Discharge Relation (HQ): Este objeto
HQ fornece uma descarga dependendo do nível do reservatório. A saída é calculada com a ajuda de uma relação de nível – descarga.
Turbine: Neste objeto, séries temporárias de fluxo
podem ser introduzidas diretamente para fornecer uma descarga em um reservatório. O tempo é incorporado em segundos e os valores associados em suas unidades correspondentes.
Hydropower: As entradas do objeto são o nível de
reservatório e a descarga. Também precisa da relação de dados emparelhados de descarga - desempenho para a turbina, a altitude da UHE, o comprimento, o diâmetro e a rugosidade do tubo, bem como a viscosidade cinemática do fluido.
Diversion: Este objeto é usado para simular a
separação de fluxo com base em uma relação de fluxo entrada - fluxo desviado. Pode ser usado como um objeto hidrológico, mas é principalmente usado como uma função hidráulica.
Planner: Este objeto possui um sistema
gerenciador dentro do qual, várias regras podem ser criadas. Todas as regras serão computadas, da primeira à última. Em cada regra, é possível definir várias condições e também criar combinações entre elas com operadores AND ou OR.
Objetos Padrão
Junction: Este objeto adiciona diferentes entradas
de fluxo provenientes de rios ou de infraestruturas hidráulicas.
Time Series: Este objeto fornece ao modelo dados
em forma de séries temporais (tempo em segundos). Dados de qualquer tipo (fluxo, temperatura, precipitação, potencial de evapotranspiração) podem ser transferidos diretamente para outros objetos.
Source: Este objeto permite carregar dados a partir
de um banco de dados ou dataset. Geralmente é usado para definir séries de tempo de fluxo para turbina ou para uma bomba e como fluxo de referência para a calibração com um objeto Comparator.
Comparator: Este objeto é usado para comparar
os resultados de uma simulação com os dados de referência provenientes do objeto Source.
Submodel: Este objeto permite salvar uma
combinação de objetos como um submodelo para ser integrado como tal em outro modelo.
Figura 4.7: Objetos Infraestrutura e Padrão.Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
77
4.3 Módulo Expert
O RS MINERVE possui um módulo denominado Expert que foi implementado
para calibrar os parâmetros dos modelos hidrológicos. Este módulo utiliza três algoritmos
para resolver uma função objetivo denida pelo usuário. Estes algoritmos são: Shued
Complex Evolution - University of Arizona (SCE-UA), Adaptive Markov Chain Monte
Carlo (AMCMC) e Coupled Latin Hypercube and Rosenbrock (CLHR). A seguir, é apre-
sentado um detalhamento breve deles.
4.3.1 Algoritmos de calibração dos parâmetros dos modelos hidrológicos
O primeiro algoritmo, o SCE-UA, basea-se em uma síntese dos melhores re-
cursos de vários algoritmos existentes, incluindo o Algoritmo Genético (AG), e introduz
o conceito de troca de informações complexa, chamado Complex Shuing. O algoritmo
SCE-UA foi projetado para resolver problemas encontrados na calibração conceitual de
modelos de bacia hidrográca, mas também foi usado de forma satisfatória na gestão de
recursos hídricos.
O segundo algoritmo é uma variação do algoritmo AMCMC, usado para re-
solver problemas complexos em espaços dimensionais elevados. Esta modicação é feita
para ajustar o espaço da solução após um conjunto denido de simulações até a conver-
gência da otimização. As variações do método de Monte Carlo são geralmente usadas em
problemas hidrológicos para otimização de parametrização.
O terceiro e último algoritmo disponível no RS MINERVE é o CLHR que
une o algoritmo Latin Hypercube com o algoritmo Rosenbrock, gerando uma poderosa
ferramenta para otimização de problemas complexos. O algoritmo de Latin Hypercube
tem sido geralmente usado em hidrologia para amostragem do espaço de parâmetros
iniciais, combinado com outros métodos. O algoritmo Rosenbrock também foi usado para
otimização de parâmetros hidrológicos ou otimização de funções numéricas.
4.3.2 Função objetivo
Uma função objetivo exível foi desenvolvida para o módulo de calibração que
visa ser adaptado aos requisitos do usuário. Esta função objetivo usa indicadores que são
fornecidos pelo objeto Comparador e ponderados com valores denidos pelo usuário.
A função objetivo é denida mediante a Equação 4.19 e leva em consideração os
valores ideais de oito indicadores (Tabela 4.12). Assim, a função objetivo busca maximizar
primeiramente cinco indicadores (Nash, Nash-ln, Pearson, Kling-Gupta (KGE) e Bias
Score (BS)), pois seu valor ideal é igual ao valor máximo possível e, ao mesmo tempo,
minimizar o valor ou o valor absoluto para os últimos três indicadores (Relative Root Mean
Square Error (RRMSE), Relative Volume Bias (RVB) e Normalized Peak Error (NPE)),
pois seu valor ideal corresponde a zero.
78
FO = max(Nash · w1 + Nash-ln · w2 + Pearson · w3 + KGE · w4 + BS · w5−
− RRMSE · w6 − |RVB · w7| − |NPE · w8|)(4.19)
Tabela 4.12: Intervalos e valores ideais utilizados na função objetivo.Indicador Peso Intervalos de valores Valor ideal
Nash w1 -∞ to 1 1Nash-ln w2 -∞ to 1 1Coeciente de Correlação de Pearson w3 -1 to 1 1Eciência de Kling-Gupta w4 -∞ to 1 1BS w5 0 to 1 1RRMSE w6 0 to +∞ 0RVB w7 -∞ to +∞ 0NPE w8 -∞ to +∞ 0
Fonte: HERNÁNDEZ et al. (2015).
• O indicador Nash é usado para avaliar o poder preditivo dos modelos hidrológicos
e varia de -∞ a 1, com 1 representando o melhor desempenho do modelo.
Nash = 1−∑tf
t=ti(Qsim,t−Qref,t)
2/∑tf
t=ti(Qref,t−Qref)
2 (4.20)
onde:
Qsim,t: descarga simulada no tempo t [m3/s];
Qref,t: descarga observada no tempo t [m3/s];
Qref : descarga observada média para o período considerado [m3/s].
• O indicador Nash-Sutclie, para valores de uxo logarítmico (Nash-ln), é usado para
avaliar o desempenho dos modelos hidrológicos para uxos baixos e varia de -∞ a
1, com 1 representando o melhor desempenho do modelo.
Nash = 1−∑tf
t=ti(ln(Qsim,t)−ln(Qref,t))
2/∑tf
t=ti(ln(Qref,t)−ln(Qref))
2 (4.21)
onde:
Qsim,t: descarga simulada no tempo t [m3/s];
Qref,t: descarga observada no tempo t [m3/s];
Qref : descarga observada média para o período considerado [m3/s].
• O indicador Pearson mostra a covariabilidade das descargas simuladas e observadas
e varia de -1 a 1, com 1 representando o melhor desempenho do modelo.
79
Pearson =∑tf
t=ti(Qsim,t−Qsim)∗(Qref,t−Qref)/
√∑tft=ti
((Qsim,t−Qsim))2∗((Qref,t−Qref))2 (4.22)
onde:
Qsim,t: descarga simulada no tempo t [m3/s];
Qsim: descarga média simulada para o período considerado [m3/s];
Qref,t: descarga observada no tempo t [m3/s];
Qref : descarga observada média para o período considerado [m3/s].
• O indicador KGE facilita a análise global baseada em diferentes componentes como
correlação, tendência e variabilidade para problemas de modelagem hidrológica. Ele
varia de 0 a 1, com 1 representando o melhor desempenho.
KGE = 1−√
(r − 1)2 + (β − 1)2 + (γ − 1)2 (4.23)
onde:
r: coeciente de correlação entre os valores simulados e os valores de referência;
β: relação entre a média dos valores simulados e a média dos valores de referência;
γ: razão de variabilidade, isto é, relação entre o coeciente de variação dos valores
simulados e o coeciente de variação dos valores de referência.
• O indicador BS é um indicador usado como estimativa simétrica da combinação
entre a simulação média e observação média e varia de 0 a 1, com 1 representando
o melhor desempenho do modelo.
BS = 1− [max(Qsim,t/Qref,t; Qref/Qsim)− 1]2 (4.24)
onde:
Qsim,t: descarga simulada no tempo t [m3/s];
Qsim: descarga média simulada para o período considerado [m3/s];
Qref,t: descarga observada no tempo t [m3/s];
Qref : descarga observada média para o período considerado [m3/s].
• O indicador RRMSE é denido como o erro da raiz quadrática média relativa nor-
malizada para a média dos valores observados variando de 0 a +∞ e quanto menor
é o valor de RRMSE, melhor é o desempenho do modelo.
80
RRMSE =√∑tf
t=ti(Qsim,t−Qref,t)
2/n/Qref (4.25)
onde:
Qsim,t: descarga simulada no tempo t [m3/s];
Qref,t: descarga observada no tempo t [m3/s];
Qref : descarga observada média para o período considerado [m3/s];
n: número de valores.
• O indicador RVB corresponde ao erro relativo entre os volumes simulado e observado
durante o período estudado. O indicador RVB varia de -1 a + ∞ onde um índice
próximo a zero indica um bom desempenho da simulação. Os valores negativos são
retornados quando a descarga simulada é, em média, menor do que a média da
descarga observada (modelo de décit), enquanto os valores positivos signicam o
oposto (modelo de superação).
RVB =∑tf
t=ti(Qsim,t−Qref,t)/
∑tft=ti
Qref,t (4.26)
onde:
Qsim,t: descarga simulada no tempo t [m3/s];
Qref,t: descarga observada no tempo t [m3/s].
• O indicador NPE indica o erro relativo entre os picos de uxo simulados e observados
e varia de -1 a +∞. Os valores negativos são retornados quando a descarga de pico
simulada está abaixo da observada, enquanto valores positivos signicam o oposto.
Os valores próximos de zero deste indicador, indicam um bom desempenho de picos
simulados em relação aos observados.
NPE = (Smax−Rmax)/Rmax (4.27)
onde:
Smax: descarga máxima simulada para o período estudado [m3/s];
Rmax: descarga máxima observada para o período estudado [m3/s].
81
5 Objetos de estudo
Este capítulo apresenta os objetos de estudo deste trabalho e está dividido
em três seções. A Seção 5.1, apresenta uma breve caracterização da Bacia do Alto São
Francisco (BASF). Na Seção 5.2, as características da UHE Três Marias são detalhadas.
Por m, a Seção 5.3 trata a complementação hidro/solar na BASF.
5.1 Bacia do Alto São Francisco (BASF)
A BASF está localizada entre os paralelos 18 e 21 de latitude sul e os meri-
dianos 4330' e 4640' de longitude oeste na região central de Minas Gerais. Possui uma
área de aproximadamente 51.000 km2, abrangendo cerca de 106 municípios. O rio São
Francisco nasce na serra da Canastra no município de São Roque de Minas a 1.460 m
de altitude. Após percorrer 570 km, é barrado formando o reservatório de Três Marias.
Este reservatório formado pela barragem corresponde à área de drenagem do Alto São
Francisco, que compreende as nascentes dos rios São Francisco, Pará, Paraopeba, Indaiá,
Borrachudo e seus auentes até a barragem de Três Marias da CEMIG. O clima desta
região é tropical úmido sendo as estações chuvosas entre novembro e abril. A média anual
das precipitações varia entre 1.200 e 1.500 mm, a temperatura média anual é 18C e a
evaporação média anual é 2.300 mm.
5.2 UHE Três Marias
A UHE Três Marias possui seis UGs com uma potência total instalada de
396.000 kW. É o segundo maior reservatório da RHSF com um volume máximo operaci-
onal de 19.258 hm3, um volume útil de 15.278 hm3 e um volume mínimo de 4.250 hm3.
Na conguração normal de operação, a UHE Três Marias tem dois barramentos de 345
kV e 300 kV, respectivamente. Os barramentos de 345 kV e 300 kV pertencem à rede de
operação e têm a sua regulação de tensão controlada pelo Centro Regional de Operação
Sudeste (COSR-SE), com comando e execução pela operação da CEMIG. O barramento
de 345 kV é do tipo anel. O barramento de 300 kV é composto de três barras. A Barra
1 ou Barra de operação é dividida em três seções separadas por secionadoras que ope-
ram normalmente fechadas. A Barra T é a Barra transferência. A Barra 3 é uma Barra
auxiliar, dividida em duas seções separadas por secionadoras que operam normalmente
fechada.
O reservatório está localizado na cabeceira da RHSF e cumpre uma função
importante de regulação, permitindo que a água armazenada seja liberada em períodos
de seca para consumo e geração de energia elétrica nas UHEs instaladas no trecho à jusante
(Figura 3.3). Nesse sentido, para cumprir com estas demandas hídricas, a vazão deuente
mínima da UHE Três Marias, estabelecida atualmente pela ANA, varia entre 350 m3/s e
82
500 m3/s. Atualmente, o volume deste reservatório está comprometido pela escassez de
chuva, afetando a geração de energia elétrica e a vazão deuente mínima estabelecida
pela ANA. Na Figura 5.1, apresenta-se a localização da BASF e da UHE Três Marias na
RHSF.
Baixo SF
Sub-médio SF
Médio SF
Alto SF (BASF)
UHE Três Marias
Figura 5.1: Localização da BASF e UHE Três Marias na RHSF.Fonte: ECOA (2003).
5.3 Complementariedade hidro/solar na BASF
Considerando a integração hidro/solar na UHE Três Marias, a Figura 5.2 mos-
tra o mapa da distribuição da insolação solar média diária anual em Minas Gerais e na
BASF. Este mapa mostra que esta grandeza sobre o estado de Minas Gerais varia de 4,5
a 6,5 kWh/m2. Os valores máximos ocorrem na região Norte de Minas Gerais e os mínimos
na região Sudeste.
Os mapas de insolação (horas de brilho solar) estão consistentemente correlaci-
onados com a precipitação. No inverno (junho a agosto), quando o índice de precipitação
é o menor do ano, os números de horas de brilho solar atinge os valores máximos entre 8,5
a 9,5 horas em uma vasta região da metade oriental do estado de Minas Gerais. De forma
inversa, para o período de novembro a janeiro ocorre um máximo anual de precipitação e,
portanto um mínimo de horas de brilho solar, entre 5,0 e 6,0 horas por dia (REIS, 2016).
Em estudos de localização de usinas solares de grande porte, as seguintes variá-
veis são ponderadas: recurso solar, disponibilidade de terrenos de forma não conituosa,
83
proximidade de acessos para transporte de equipamentos de porte ou delicados e proximi-
dade de linhas de transmissão. De forma individual, o conhecimento do recurso solar é a
variável de maior peso nas incertezas associadas a um projeto de sistema energético solar.
Por m, a escolha do local para instalar um sistema ou um conjunto de sistemas solares,
mediante o uso de mapas solares, tem um caráter indicativo preliminar que ressalta o
potencial da região. Uma escolha denitiva necessitará de medidas detalhadas do recurso
no local para determinar seu valor e, principalmente, a sua variabilidade temporal (REIS,
2016).
Para sistemas fotovoltaicos planos, a insolação solar deve ser maior do que
2.000 kWh/m2/ano, ou seja, 5,5 kWh/m2/dia (valor médio diário anual). Verica-se que a metade
do estado de Minas Gerais, mais precisamente todo o lado ocidental, possui uma insolação
solar diária média anual entre 5,5 e 6,5 kWh/m2/dia (REIS, 2016).
Insolação Solar Média Diária Anual (kWh/m2/dia)
Bacia Alto São
Francisco
7
6
5
3
Montes Claros
Três Marias
UberlândiaGov. Valadares
Jequitinhonha
Januária
Belo Horizonte
Juiz de Fora
Pouso Alegre
UFV
Projetada
Figura 5.2: Insolação solar média diária anual de Minas Gerais e da BASF.Fonte: REIS (2016).
84
6 Metodologia
Este capítulo trata da metodologia aplicada à pesquisa e está dividido em
quatro seções. Na Seção 6.1, detalha-se o modelo hidrológico/hidrelétrico desenvolvido
para avaliar a variação do volume do reservatório da UHE Três Marias. Na Seção 6.2, os
dados de entrada necessários para o modelo hidrológico/hidrelétrico e para a UFV a ser
projetada são denidos. Na Seção 6.3, as regiões hidrologicamente homogêneas da BASF
onde se aplica o modelo hidrológico/hidrelétrico são especicadas. Na seção 6.4, ilustra-se
o modelo hidrológico/hidrelétrico da BASF projetado na plataforma RS MINERVE.
6.1 Modelagem
Para avaliar o comportamento do volume do reservatório da UHE Três Marias,
emprega-se o modelo hidrológico/hidrelétrico mostrado na Figura 6.1. O modelo hidroló-
gico é aplicado na BASF e converte os dados de precipitação (mm/d) e evapotranspiração
(mm/d) em entrada de água (m3/s) para o modelo hidrelétrico. O modelo hidrelétrico re-
presenta a UHE Três Marias. A partir do nível inicial do reservatório (m) e dos valores
de descarga de água (m3/s), o modelo hidrelétrico calcula a produção de energia (MW) e
o volume de armazenamento (hm3).
Precipitação Evapotranspiração
Entrada de água
Nível inicial Descarga de água
Energia Elétrica Armazenamento
Modelo Hidrológico
Modelo Hidrelétrico
(1) (3) (4)
(1) (4) (5) (7)
(2)
(6)
(3) (2)
UHE
Três Marias
UFV Projetada
(8)
Insolação solar
Figura 6.1: Modelos hidrológico e hidrelétrico projetados no RS MINERVE.Fonte: Elaboração própria.
85
No modelo hidrológico, a BASF consiste em quatro objetos, mostrados na
Figura 6.1. Seguindo da esquerda para direita, o primeiro objeto (Virtual Station), fornece
os dados de precipitação e evapotranspiração para o segundo objeto (Modelo HBV). O
terceiro objeto (Comparator) recebe o uxo de água simulado do segundo objeto (modelo
HBV) e a entrada de água registrada do quarto objeto (Source).
O modelo hidrelétrico baseia-se na Equação 2.2 e utiliza sete objetos como
pode-se observar na Figura 6.1. Da esquerda para direita, o primeiro objeto (Junction)
une o uxo de água de toda a BASF. A informação de água simulada é comparada
mediante o segundo objeto (Comparator) com a entrada de água registrada proveniente
do terceiro objeto (Source). Seguidamente, é enviada para o quarto objeto (Reservoir).
O quinto objeto (Turbine) descarrega água para o sétimo objeto (Junction) e envia as
informações de uxo para o quarto objeto (Reservoir) e para o sexto objeto (Hydropower).
Esses dois objetos, Reservoir e Hydropower, são responsáveis pelas saídas do modelo, o
nível de armazenamento e a produção de energia, respectivamente.
Tanto o modelo hidrológico quanto o hidrelétrico são projetados, calibrados,
validados e simulados no RS MINERVE. A partir dos resultados obtidos na simulação
do modelo hidrológico/hidrelétrico será dimensionada uma UFV. Esta UFV não forma
parte do modelo hidrológico/hidrelétrico e não esta inserida como objeto na plataforma
de simulação RS MINERVE.
6.2 Dados de entrada para o modelo hidrológico/hidrelétrico e
para a UFV projetada
De acordo com a Figura 6.1, os dados de entrada para o modelo hidrológico
são precipitação e evapotranspiração. Os dados de precipitação são fornecidos pela ANA
e estão disponíveis para 49 estações de medição, para o período de 1987 a 2016 com
discretização diária. As informações mais completas para tais precipitações são obtidas
de 1987 a 2005.
Os dados de evapotranspiração provêm do INMET pela base de dados do
BDMEP. Eles são apresentados para dez estações de medição, para o período de 1987
a 2016 discretizados mensalmente. O período em torno de 2002 corresponde ao melhor
conjunto de dados devido à quantidade de informações disponíveis para as dez estações.
Para avaliar o desempenho do modelo hidrológico, as entradas de água simu-
ladas são comparadas com as entradas de água registradas. Os dados de entrada de água
também são fornecidos pela ANA através do Hidroweb. Eles estão disponíveis para 21
estações de medição, novamente no período de 1987 a 2016 com discretização diária, com
dados consistentes de 1987 a 2005.
Os dados para o modelo hidrelétrico são o nível do reservatório, uxo de en-
trada de água/saída de água. Eles são fornecidos pela empresa de energia CEMIG, res-
86
ponsável pela geração de energia em Três Marias. Os dados utilizados referem-se para os
últimos vinte anos de operação com discretização diária. As funções que descrevem as
características físicas da planta provêm do ONS.
Os dados de insolação solar para a UFV a ser projetada provêm também
do INMET, pela base de dados do BDMEP. Eles são apresentados para 11 estações
de medição, com discretização diária. Três estações cam mais próximas da UHE Três
Marias: Patos de Minas, Pompeu e Corvelo. Todas a estações possuem dados de insolação
solar compreendidos entre 1961 e 2016, sendo o mais completo os dados da Estação Patos
de Minas.
6.3 Regiões hidrologicamente homogêneas da BASF
Segundo EUCLYDES (2001), a BASF possui 33 sub-bacias com sus respectivos
cursos de água a montante da barragem de Três Marias. EUCLYDES (2001) apresenta
um estudo de regionalização da BASF, considerando as sub-bacias e as estações uviomé-
tricas e pluviométricas existentes na região. De acordo com este estudo, a BASF possui
três regiões hidrologicamente homogêneas. Esta classicação estabelece que cada uma
destas regiões têm as mesmas características hidrológicas em toda sua extensão. As três
regiões homogêneas identicadas neste estudo foram consideradas para o desenvolvimento
do modelo hidrológico para a BASF. Na Figura 6.2, observam-se as estações uviométri-
cas e pluviométricas utilizadas por EUCLYDES (2001) para o estudo de regionalização
da BASF. Na Figura 6.3, as regiões hidrologicamente homogêneas são apresentadas,
resultado do estudo de regionalização de EUCLYDES (2001), da BASF.
(a) (b)
Figura 6.2: Estações uviométricas (a) e pluviométricas (b) na BASF.Fonte: EUCLYDES (2001).
87
Represa Três Marias
Rio ParaopebaRio ParáRio São Francisco
Figura 6.3: Regiões hidrologicamente homogêneas da BASF.Fonte: EUCLYDES (2001).
6.4 Modelo hidrológico/hidrelétrico completo da BASF no RS
MINERVE
Na Figura 6.4, mostra-se uma visão geral do modelo hidrológico/hidrelétrico
completo. Neste modelo a BASF está representada por três regiões hidrologicamente ho-
mogêneas: Região 1 - Rio Paraopeba, Região 2 - Rio Pará e Região 3 - Rio São Francisco.
Cada região é projetada utilizando quatro objetos (Fonte, Comparador, Modelo e Esta-
ção). Logo aparece o objeto Junção Três Marias que forma parte do modelo hidrelétrico
denido na Figura 6.1. Este objeto recebe o uxo de água proveniente das três regiões
para comparar (Comparador 4) com a entrada de água registrada (Fonte 4). Posterior-
mente, a informação é enviada para os demais objetos do modelo hidrelétrico (Figura 6.1
- parte superior direita) composto por quatro objetos (Reservatório, Turbina, Hidrelétrica
e Jusante) que recebem o uxo de água proveniente da Junção Três Marias para calcular
a produção de energia e o volume do reservatório.
88
Região 3
Rio São Francisco
Região 2
Rio Pará
Região 1
Rio Paraopeba
Figura 6.4: Modelo hidrológico/hidrelétrico completo da BASF.Fonte: Elaboração própria.
89
7 Resultados
Este capítulo apresenta os resultados do trabalho e está dividido em três seções.
Na Seção 7.1, os resultados da calibração e validação do modelo hidrológico/hidrelétrico
são descritos. Na Seção 7.2, dois cenários de estudos, sem variação climática e com
variação climática, são avaliados para analisar o comportamento do volume do reservatório
da UHE Três Marias mediante a integração hidro/solar. Na Seção 7.3, a síntese dos
cenários estudados para realizar a integração hidro/solar é apresentada.
7.1 Calibração e validação do modelo hidrológico/hidrelétrico
Para o processo de calibração e validação do modelo hidrológico/hidrelétrico,
considera-se a disponibilidade e a qualidade dos dados. Nesse sentido, o modelo é calibrado
para o período de 1999 a 2002 e validado em 2003. Este processo de calibração e validação,
realiza-se mediante o auxílio dos objetos Comparador do modelo, de acordo com a Figura
6.4. O modelo hidrológico/hidrelétrico é calibrado e validado utilizando o algoritmo de
otimização SCE-UA. Este algoritmo resolve a função objetivo, a partir de oito indicadores,
detalhados na Equação 4.19. Segundo o manual técnico do RS MINERVE, o número
máximo de iterações para este algoritmo é de 10.000. Para a calibração e validação do
modelo hidrológico/hidrelétrico considera-se um número de 7.000 iterações.
Para examinar o desempenho do modelo, são avaliados todos os objetos Com-
parador, considerando os oito indicadores previamente detalhados na Tabela 4.12. Para
os cinco primeiros indicadores (Nash, Nash-ln, Pearson, Kling-Gupta e BS), valores mais
próximos de 1 indicam melhor desempenho do modelo. Para os últimos três indicadores
(RRMSE, RVB e NPE), valores próximos de 0 indicam um bom desempenho.
Nas Tabelas 7.1, 7.2, 7.3 e 7.4, são detalhados os valores dos indicadores para
cada objeto Comparador após o processo de calibração e validação. Da mesma maneira,
nas Figuras 7.1 e 7.2, apresentam-se as comparações entre as descargas registradas (QRe-
ference) e as descargas simuladas (QSimulation) nas regiões hidrologicamente homogêneas
e no reservatório de Três Marias ao nalizar o processo de calibração e validação. Por
tanto, as Tabelas 7.1, 7.2, 7.3 e 7.4 apresentam as divergências entre as variáveis regis-
tradas e simuladas numericamente; ao passo que as Figuras 7.1 e 7.2 apresentam estas
divergências gracamente.
90
Tabela 7.1: Indicadores de desempenho após o processo de calibração e validação. Com-parador 1 - Região Rio Pará.
Nro. Indicador Valor de Calibração Valor de Validação
1 Nash 0,722667 0,841272 Nash-ln 0,74435 0,917533 Pearson 0,85994 0,91944 Kling-Gupta 0,85413 0,850835 BS 0,99986 0,99966 RRMSE 0,46549 0,435297 RVB 0,01188 -0,019558 NPE -0,00383 0,00001
Tabela 7.2: Indicadores de desempenho após o processo de calibração e validação. Com-parador 2 - Região Rio Paraopeba.
Nro. Indicador Valor de Calibração Valor de Validação
1 Nash 0,82646 0,795972 Nash-ln 0,84731 0,923463 Pearson 0,9118 0,896464 Kling-Gupta 0,90657 0,895375 BS 0,99901 16 RRMSE 0,39141 0,478897 RVB -0,03046 -0,000988 NPE 0,00237 0,00004
Tabela 7.3: Indicadores de desempenho após o processo de calibração e validação. Com-parador 3 - Região Rio São Francisco.
Nro. Indicador Valor de Calibração Valor de Validação
1 Nash 0,85874 0,730242 Nash-ln 0,84633 0,800413 Pearson 0,92784 0,92074 Kling-Gupta 0,92504 0,728985 BS 0,99993 0,914156 RRMSE 0,34244 0,490897 RVB -0,00805 -0,22668 NPE -0,0346 -0,20648
Tabela 7.4: Indicadores de desempenho após o processo de calibração e validação. Com-parador 4 - Reservatório Três Marias.
Nro. Indicador Valor de Calibração Valor de Validação
1 Nash 0,83443 0,946322 Nash-ln 0,79125 0,959113 Pearson 0,93311 0,973174 Kling-Gupta 0,7118 0,973165 BS 0,96087 16 RRMSE 0,42706 0,225987 RVB 0,19781 -0,000158 NPE -0,06439 -0,14595
91
Comparador 1 – Região Rio Pará
Comparador 2 – Região Rio Paraopeba
1999 2000 2001 2002 2003
500
2003 2004
600
400
200
1999 2000 2001 2002 2003
2003 2004
600
400
200
600
400
200
QRegistrada
QSimulada
QRegistrada
QSimulada
QRegistrada
QSimulada
QRegistrada
QSimulada
Q[m
3/s]
Q[m
3/s]
Q[m
3/s]
Q[m
3/s]
Calibração
Validação
Calibração
Validação
Figura 7.1: Comparação QRegistrada/QSimulada após processo de calibração e validação- Região Rio Pará e Rio Paraopeba.
92
Comparador 3 – Região Rio São Francisco
Comparador 4 – Três Marias
1999 2000 2001 2002 2003
20042003
1999 2000 2001 2002 2003
20042003
Q[m
3/s]
500
500
Q[m
3/s]
2000
Q[m
3/s]
3000
2000
1000
Q[m
3/s]
QRegistrada
QSimulada
QRegistrada
QSimulada
QRegistrada
QSimulada
QRegistrada
QSimulada
Calibração
Validação
Calibração
Validação
Figura 7.2: Comparação QRegistrada/QSimulada após processo de calibração e validação- Região Rio São Francisco e Reservatório Três Marias.
93
As três regiões apresentam bons resultados após o processo de calibração e
validação. Para exemplicar, na Tabela 7.4, os valores dos indicadores de desempenho
no nal da BASF ou seja, no Comparador 4 perto do reservatório de Três Marias, são
detalhados. A partir da Tabela 7.4, é possível concluir que, para os uxos altos e baixos
(indicadores 1 e 2), os resultados da validação são melhores que os resultados da calibração.
Da mesma maneira, na Figura 7.2, observa-se que as descargas registradas e as
simuladas apresentam comportamentos similares no Comparador 4. A descarga simulada
apresenta-se, em média, acima da descarga registrada para os resultados da calibração
e abaixo da descarga registrada para os resultados da validação. A descarga de pico
simulada apresenta-se, em média, abaixo da descarga de pico registrada para os resultados
da calibração e validação.
7.2 Cenários de estudo
Nesta seção são avaliados dois cenários de estudo para analisar a integração
hidro/solar na BASF. No primeiro cenário, denominado de "Sem variação climática", o
modelo hidrológico/hidrelétrico é usado para simular o comportamento do volume do re-
servatório e a produção de energia hidrelétrica da UHE Três Marias, alterando a vazão
turbinada. Os dados de chuva e evapotranspiração não são alterados. No segundo cenário,
denominado de "Com variação climática", o modelo hidrológico/hidrelétrico é usado para
simular o comportamento do volume do reservatório e a produção de energia hidrelétrica
da UHE Três Marias, alterando os dados de chuva e evapotranspiração. Este segundo
cenário considera dois casos: Caso 1, diminuindo 10% a precipitação e aumentando 7%
a evapotranspiração e Caso 2, diminuindo 20% a precipitação e aumentando 7% a eva-
potranspiração. Os cenários estudados consideram uma cota inicial do reservatório de
558,31 m, inserido como parâmetro inicial do objeto Reservatório do modelo hidrelétrico.
Também, o objeto Turbina está planejado para arrancar e parar as unidades de geração
com um valor de cota do reservatório de 550,1 m e 549,2 m, respectivamente. As altera-
ções de chuva e evapotranspiração são realizadas nos objetos Virtual Station. Nos objetos
HBV são alteradas as condições iniciais do modelo hidrológico/hidrelétrico. Os pesos dos
indicadores da função objetivo são denidos no módulo Expert do RS MINERVE. Para
os dois cenários, considera-se a função de produção hidrelétrica denida pela Equação
2.2. Na Figura 7.3, apresenta-se as características e considerações dos cenários de estudo
avaliados.
94
Sem Variação
Climática
Com Variação
ClimáticaCaso 1: 10% (P); 7% (E)
Caso 2: 20% (P); 7% (E)
Cenários; Casos Características
Vazão Turbinada (VT)
Precipitação (P)
Evapotranspiração (E)
Volume Máximo
Operacional
UHE Três Marias
Vazão Defluente
Mínima
UHE Três Marias
Meta Diária
de Operação
UHE Três Marias
Considerações
X X
Figura 7.3: Características e considerações dos cenários de estudo avaliados.
7.2.1 Cenário: Sem variação climática
Neste cenário, analisa-se a complementação hidro/solar a partir da diminuição
da vazão turbinada da UHE Três Marias, visando representar um caso de baixo nível
do reservatório. A diminuição da vazão turbinada leva a uma redução da produção hi-
drelétrica e a um aumento do volume do reservatório. Para este caso são consideradas
três restrições para realizar a simulação: o volume máximo operacional, a vazão deuente
mínima e a meta diária (demanda). Para a UHE Três Marias, o volume máximo ope-
racional está xado em 19.528 hm3 e a vazão deuente mínima em 350 m3/s. Para este
trabalho considera-se um limite inferior para a vazão deuente mínima de 300 m3/s já que
atualmente a vazão deuente mínima da UHE Três Marias encontra-se abaixo desse valor
e para que as simulações sejam condizentes com a realidade.
A variação da vazão turbinada é feita na database do modelo hidrelétrico, con-
siderando as restrições acima mencionadas. Para a simulação são contempladas reduções
de 10% a 70% da vazão turbinada. Na Figura 7.4, apresenta-se o comportamento do
volume do reservatório de Três Marias após a simulação com diminuições de 10% a 70%
da vazão turbinada. Neste gráco, também ressalta-se o volume máximo operacional da
UHE Três Marias (19.528 hm3).
95
19528
Figura 7.4: Trajetórias do comportamento do volume do reservatório de Três Mariasvariando a vazão turbinada.
Os resultados indicam que, diminuindo 70% da vazão turbinada, o volume do
reservatório de Três Marias aproxima-se ao valor do volume máximo operacional. Ao
mesmo tempo, também deve ser analisada a vazão deuente para esta situação. A va-
zão deuente é avaliada realizando diminuições de 10% a 60% da vazão turbinada. Na
Figura 7.5, apresenta-se o comportamento da vazão deuente da UHE Três Marias após
a simulação com diminuições de 10% a 60% da vazão turbinada. Neste gráco, também
ressalta-se a vazão deuente mínima da UHE Três Marias adotada para este trabalho (300m3/s).
Figura 7.5: Trajetórias do comportamento da vazão deuente do reservatório de TrêsMarias variando a vazão turbinada.
96
Como pode ser observado na Figura 7.5, para uma diminuição acima de 60% da
vazão turbinada, a vazão deuente encontra-se abaixo da vazão deuente mínima permi-
tida. Por outro lado, diminuindo 10% da vazão turbinada, a vazão deuente, encontra-se
no limite da vazão deuente mínima permitida. Desta maneira, a variação escolhida para
o primeiro cenário é a diminuição de 10% da vazão turbinada.
Para realizar a complementação hidro/solar, também deve ser cumprida a
meta diária de produção de energia hidrelétrica da UHE Três Marias. A meta diária está
determinada pela geração hidrelétrica registrada da UHE Três Marias para o período de
2003. A capacidade instalada da UFV projetada dependerá de quanta produção hidrelé-
trica a UFV deverá suprir considerando a diminuição de 10% da vazão turbinada da UHE
Três Marias. Os estudos de caso apresentam a perspectiva de instalação de uma UFV
interconectada ao barramento da UHE Três Marias. Assim, na operação em tempo real
as máquinas do barramento compensariam a UFV e vice-versa. Nas Tabelas 7.5 e 7.6,
apresentam-se as características dos painéis solares que operariam na UFV projetada.
Tabela 7.5: Módulo Solar Cristalino Bosh c-Si M 60.Módulo Valor
Classe de potência 240 WpEstrutura Laminado de vidro-películaCélulas 60 células solares monocristalinas (156 mm x 156 mm)Área total 1,6434 m2
Desempenho 14,6 %
Fonte: VILLALVA (2016).
Tabela 7.6: Características elétricas do módulo Bosh c-Si M 60.Designação Pmpp [Wp] Vmpp [V] Impp [A] Voc [V] Isc [A]
240 (STC) 240 30,00 8,10 37,40 8,60240 (NOCT) 173 26,98 - 34 6,84
Fonte: VILLALVA (2016).
Como mencionado anteriormente, a meta diária está denida pela produção
hidrelétrica registrada sem variação da vazão turbinada. Na Figura 7.6, apresenta-se a
meta diária de produção (geração registrada) da UHE Três Marias, a produção hidrelé-
trica (geração simulada) da UHE Três Marias diminuindo 10% da vazão turbinada e o
suprimento solar para o período de 2003.
97
SUPRIMENTO SOLAR
310
300
Produção hidrelétrica simulada diminuindo 10% vazão turbinada Meta diária
Potê
ncia
(M
W)
Figura 7.6: Suprimento solar da UFV projetada.
Para estimar o suprimento solar, necessário para denir a capacidade instalada
da UFV projetada, consideram-se os dias com maior e menor aproveitamento solar nos
meses do ano 2003. Esta consideração é feita para estimar quanta produção de energia
hidrelétrica será suprida pela UFV projetada no período de maior e menor aproveita-
mento solar. Os dias com maior e menor aproveitamento solar são denidos pela duração
da insolação solar em horas. Isto é, maior e menor duração em horas, maior e menor
aproveitamento solar. Os dados de insolação solar em horas provém da Estacão Pato de
Minas. Segundo REIS (2016), para o estado de Minas Gerais, os números de horas de
insolação solar variam entre 8,5 a 9,5 horas no período seco (junho a agosto) e de 5,0 e 6,0
horas por dia para o período chuvoso (novembro a janeiro). Deve-se contemplar o valor
da insolação referente ao pior período do ano para garantir o abastecimento de energia
elétrica (VILLALVA, 2016). Neste sentido, para este cenário, escolhe-se o período chuvoso
com uma referência para a insolação de 5 horas, sendo os dias com menor aproveitamento
solar menores a 5 horas e os dias com maior aproveitamento solar maiores ou iguais a 5
horas. Desta maneira, evita-se falhas do sistema fotovoltaico por falta de energia no pe-
ríodo chuvoso e excesso de energia no período seco, que torna o sistema caro (VILLALVA,
2016).
Uma análise dos dados consistidos de insolação solar da Estação Pato de Minas
é feita, separando os dias com maior e menor aproveitamento solar para todos os meses
do ano 2003. Uma vez classicados todos os dias, determinam-se a meta mensal média
registrada e a produção mensal média simulada hidrelétrica com a vazão turbinada dimi-
nuída em 10%, da UHE Três Marias. A diferença entre estas duas variáveis resultará no
suprimento solar para cumprir com a meta mensal de produção de energia hidrelétrica.
Nas Tabelas 7.7 e 7.8, detalham-se os dias com maior e menor aproveitamento solar, a
meta mensal de produção, a produção hidrelétrica diminuindo 10% da vazão turbinada e
o suprimento solar.
As Tabelas 7.7 e 7.8 indicam que para os dias com maior e menor aproveita-
98
Tabela 7.7: Suprimento solar mensal da UFV projetada para os dias com maior apro-veitamento solar, considerando 10% da vazão turbinada da UHE Três Marias.
Mês Dias Meta Mensal [MW] Produção Hidrelétrica [MW] Suprimento Solar [MW]
Janeiro 10 257,96 245,33 12,33Fevereiro 24 269,20 256,48 12,72Março 15 246,42 234,87 11,55Abril 22 222,92 212,83 10,09Maio 28 208,17 198,81 9,36Junho 30 215,94 206,86 9,08Julho 29 198,45 190,29 8,16Agosto 27 210,18 202,18 8,00Setembro 22 200,95 193,86 7,09Outubro 19 199,17 194,22 4,95Novembro 14 173,51 170,12 3,39Dezembro 19 173,18 170,65 2,53
Tabela 7.8: Suprimento solar mensal da UFV projetada para os dias com menor apro-veitamento solar, considerando 10% da vazão turbinada da UHE Três Marias.
Mês Dias Meta Mensal [MW] Produção Hidrelétrica [MW] Suprimento Solar [MW]
Janeiro 21 257,04 244,43 12,61Fevereiro 4 235,05 223,87 11,18Março 16 268,33 256,07 12,26Abril 8 219,31 209,30 10,01Maio 3 208,76 199,40 9,36Junho 0 0 0 0Julho 2 202,49 194,35 8,14Agosto 4 205,73 197,92 7,81Setembro 8 192,51 185,62 6,89Outubro 12 200,42 195,70 4,72Novembro 16 174,59 171,35 3,34Dezembro 12 169,37 166,68 2,69
mento solar, a UFV projetada deve ser capaz de produzir um valor máximo de 12,72 MW
e 12,61 MW, respectivamente. Para as duas situações, o período compreendido entre ja-
neiro e setembro precisa de maior suprimento solar. Para os meses de outubro a dezembro
acontece o contrário. Para dimensionar a capacidade instalada da UFV projetada, deve
ser considerado o máximo valor para suprir a meta mensal da UHE Três Marias que, neste
caso, corresponde a 12,72 MW.
Com o auxílio da UFV projetada, consegue-se cumprir a meta de produção e
aumentar o volume do reservatório com ajuda da UFV projetada. Nas Tabelas 7.9 e 7.10,
são detalhados os volumes de água acumulados no reservatório para os dias com maior e
menor aproveitamento solar no nal de cada mês do 2003.
Nas Tabelas 7.9 e 7.10, observa-se que para os dias com maior e menor aprovei-
tamento solar, registra-se um aumento de volume no nal de cada mês. Na Tabela 7.11,
detalha-se o aumento de volume médio mensal no nal de cada mês, considerando todos
os dias do ano. De acordo com os resultados obtidos neste primeiro cenário, consegue-se
acumular o volume do reservatório entre um valor mínimo médio mensal de 88,48 hm3
(janeiro) e um valor máximo médio mensal de 1655,72 hm3 (dezembro). A capacidade
instalada da UFV projetada seria de 12,72 MW (Tabela 7.7) para cumprir com a meta
99
Tabela 7.9: Volume nal mensal de água acumulada no reservatório da UHE Três Marias,considerando os dias com maior aproveitamento solar.
Mês Volume Final [hm3] Volume Inicial [hm3] Volume Acumulado (∆V ) [hm3]
Janeiro 9874,38 9820,15 53,85Fevereiro 11589,90 11461,49 128,41Março 12601,54 12393,45 208,09Abril 13440,32 13149,33 290,99Maio 13555,92 132002,27 353,65Junho 13226,31 12805,04 421,27Julho 12645,70 12159,81 485,89Agosto 11831,98 11274,81 557,17Setembro 10952,19 10327,31 624,88Outubro 10014,08 9323,42 690,66Novembro 9073,10 8314,30 758,80Dezembro 8792,53 7959,24 833,29
Tabela 7.10: Volume de água nal mensal acumulada no reservatório da UHE Três Marias,considerando os dias com menor aproveitamento solar.
Mês Volume Final [hm3] Volume Inicial [hm3] Volume Acumulado (∆V ) [hm3]
Janeiro 9510,63 9471,15 39,48Fevereiro 11715,69 11576,40 139,29Março 12594,46 12381,36 213,10Abril 13388,81 13108,27 280,54Maio 13527,79 13165,38 362,41Junho 0 0 0Julho 12351,15 11836,50 514,65Agosto 11921,47 11371,19 550,28Setembro 10941,12 10315,48 625,64Outubro 9796,25 9090,94 705,31Novembro 8983,22 8217,03 766,19Dezembro 8720,78 7901,51 819,27
Tabela 7.11: Volume de água nal mensal acumulada (∆V ) média mensal no reservatórioda UHE Três Marias, considerando todos os dias do ano.
Mês Volume Final [hm3] Volume Inicial [hm3] Volume Acumulado (∆V ) [hm3]
Janeiro 9672,21 9583,73 88,48Fevereiro 11737,84 11477,90 259,93Março 12808,56 12387,21 421,35Abril 13714,78 13138,38 576,40Maio 13909,50 13202,67 706,83Junho 13654,22 12813,90 840,32Julho 13114,44 12138,95 975,49Agosto 12399,81 11287,25 1112,56Setembro 11574,33 10324,15 1250,18Outubro 10626,10 9233,43 1392,67Novembro 9787,91 8262,42 1525,49Dezembro 9592,62 7936,90 1655,72
diária de produção de energia hidrelétrica. Em termos de potência instalada, o porte
desse sistema fotovoltaico equivale a 3,21% da potência instalada nominal da UHE Três
Marias.
100
7.2.2 Cenário: Com variação climática
Neste cenário, busca-se avaliar o comportamento do reservatório de Três Ma-
rias, considerando as projeções climáticas. Algumas publicações sobre projeções para
variações de precipitação e temperatura na RHSF e na BASF foram analisadas.
SHAEFFER et al. (2008) investigam as possíveis vulnerabilidades do setor
energético brasileiro para dezesseis UHEs no período de 2071 - 2100. As projeções climá-
ticas são baseadas a partir de Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). De
acordo com os resultados, existe uma probabilidade de queda de 8,6% para 10% no uxo
anual médio, com impacto mais intenso na RHSF.
SILVEIRA et al. (2014) realizam projeções de uxos para treze UHEs, usando
modelos de IPCC-AR4 para precipitações. As projeções de uxo médio anual para o
período de 2010 - 2099 foram comparados com o período de 1931 - 1999. Os modelos
mostram que, para SE e CO, existe uma probabilidade de aumento de 5% de uxo de
água em cada trinta anos.
SILVEIRA et al. (2016) analisam as projeções de precipitação e temperatura
para RHSF, utilizando dezessete modelos de IPCC-ARS. Cerca de 28% dos modelos
não representam adequadamente a variações de precipitação. Os modelos são avaliados
para o período de 1961 - 2000. Todos os modelos apresentam tendências positivas para
a temperatura. Apesar da divergência, os modelos apresentam anomalias entre -20% e
+20% para precipitação em cada trinta anos.
De acordo com as publicações consultadas, as previsões para a precipitação
para a RHSF e na BASF considera uma variação de -20% a +20%. As previsões para a
temperatura indicam um aumento até 7C. Como mencionado no Capítulo 3, a RHSF
vem sofrendo os embates de uma seca com diminuição da precipitação em toda sua ex-
tensão. Neste sentido, para ressaltar este cenário de estudo, as projeções de precipitação
escolhidas são de -20% e -10%, respectivamente. Da mesma maneira, que corresponde a
um aumento de 7% na taxa de evapotranspiração. Assim, para uma análise mais deta-
lhada, este segundo cenário foi dividido em dois casos de estudo. O primeiro caso (Caso 1)
considera uma diminuição de 10% da precipitação e um aumento de 7% na taxa de evapo-
transpiração. O segundo caso (Caso 2) considera uma diminuição de 20% da precipitação
e um aumento de 7% na taxa de evapotranspiração. O valor de evapotranspiração para
o aumento de temperatura escolhido de 1C foi calculado pelo método de Thornthwaite
(THORNTHWAITE, 1948). Estas escolhas são feitas para que os resultados da simulação
do modelo hidrológico/hidrelétrico sejam condizentes com a realidade atual da RHSF. As
alterações dos dados de precipitação e evapotranspiração são feitas nos objetos Estação
do modelo hidrológico (Figura 6.4).
Neste segundo cenário, o suprimento solar será calculado para cumprir com
a meta mensal de produção de energia hidrelétrica da UHE Três Marias. A partir do
101
suprimento solar, quantica-se o volume nal de água no reservatório, necessário para
cumprir com a meta mensal de produção de energia hidrelétrica. Também leva-se em
consideração, os dias com maior e menor aproveitamento solar para o dimensionamento
da capacidade instalada da UFV projetada. Nas Tabelas 7.12 ,7.13, 7.14 e 7.15, detalham-
se o suprimento solar para as projeções de -10% e -20% para a precipitação com aumento
de 7% de evapotranspiração.
Tabela 7.12: Suprimento solar mensal da UFV projetada, para os dias com maior apro-veitamento solar, considerando uma diminuição de 10% da precipitação e um aumento de7% de evapotranspiração.
Mês Meta Mensal [MW] Produção Hidrelétrica [MW] Suprimento Solar [MW]
Janeiro 256,64 255,42 1,22Fevereiro 269,20 265,58 3,61Março 246,42 240,93 5,50Abril 222,92 215,82 7,09Maio 208,10 200,37 7,73Junho 215,94 207,07 8,88Julho 198,45 189,68 8,77Agosto 210,18 198,79 11,39Setembro 200,95 186,03 14,92Outubro 199,17 182,04 17,14Novembro 173,46 157,15 16,31Dezembro 173,18 154,46 18,71
Tabela 7.13: Suprimento solar mensal da UFV projetada, para os dias com menoraproveitamento solar, considerando uma diminuição de 10% da precipitação e um aumentode 7% de evapotranspiração.
Mês Meta Mensal [MW] Produção Hidrelétrica [MW] Suprimento Solar [MW]
Janeiro 257,04 256,16 0,87Fevereiro 235,05 231,73 3,32Março 266,58 260,70 5,88Abril 219,31 212,53 6,78Maio 208,76 200,91 7,85Junho 0 0 0Julho 202,49 193,27 9,22Agosto 205,73 195,06 10,67Setembro 192,51 178,28 14,23Outubro 200,42 182,90 17,52Novembro 174,59 158,03 16,56Dezembro 169,54 151,85 17,69
Com relação ao volume do reservatório, ao nalizar a simulação do modelo
hidrológico/hidrelétrico, registra-se uma diminuição do volume para ambos os casos estu-
dados. Isto pode ser observado na Tabela 7.16 que compara os volumes do reservatório.
A produção de energia hidrelétrica diminui porque a cota de montante Cx do
reservatório também diminui (Figura 2.2 e Equação 2.2) por causa das projeções climáti-
cas supostas. Portanto, a diminuição de precipitação e o aumento de evapotranspiração
afetam o volume do reservatório, diminuindo a cota de montante e a produção hidrelé-
trica. Isto por sua vez, provoca um aumento no suprimento solar para cumprir a meta
mensal da UHE Três Marias. Um aumento no suprimento solar implica em um aumento
na capacidade instalada da UFV projetada.
102
Tabela 7.14: Suprimento solar mensal da UFV projetada, para os dias com maior apro-veitamento solar, considerando uma diminuição de 20% da precipitação e um aumento de7% de evapotranspiração.
Mês Meta Mensal [MW] Produção Hidrelétrica [MW] Suprimento Solar [MW]
Janeiro 257,96 255,65 2,31Fevereiro 269,20 262,57 6,63Março 246,42 263,57 9,85Abril 222,92 210,41 12,51Maio 208,17 194,64 13,53Junho 215,94 200,31 15,64Julho 198,45 181,14 17,31Agosto 210,18 187,24 22,94Setembro 200,95 174,29 26,66Outubro 199,17 169,65 29,52Novembro 173,51 145,53 27,98Dezembro 173,18 141,51 31,67
Tabela 7.15: Suprimento solar mensal da UFV projetada, para os dias com menoraproveitamento solar, considerando uma diminuição de 20% da precipitação e um aumentode 7% de evapotranspiração.
Mês Meta Mensal [MW] Produção Hidrelétrica [MW] Suprimento Solar [MW]
Janeiro 256,88 255,22 1,66Fevereiro 235,05 228,96 6,09Março 268,33 257,74 10,59Abril 218,68 206,69 11,99Maio 208,76 195,01 13,75Junho 0 0 0Julho 202,49 183,16 19,33Agosto 205,73 183,82 21,91Setembro 192,51 167,04 25,47Outubro 200,42 170,26 30,16Novembro 174,23 145,81 28,42Dezembro 169,37 139,36 30,01
Tabela 7.16: Comparação do volume do reservatório da UHE Três Marias, sem variaçãoclimática, com os volumes nais do reservatório com diminuição de 10% (Volume A) e20% (Volume B) da precipitação e aumento de 7% de evapotranspiração.
Mês Volume Inicial [hm3] Volume A [hm3] Volume B [hm3]
Janeiro 9583,73 9474,43 9380,31Fevereiro 11477,90 10984,88 10573,66Março 12387,21 11565,52 10913,75Abril 13138,38 11941,35 11027,49Maio 13198,70 11796,50 10741,72Junho 12805,04 11271,18 10127,17Julho 12138,95 10517,34 9312,58Agosto 11287,25 9589,73 8334,08Setembro 10324,15 8550,89 7254,21Outubro 9233,43 7390,69 6060,46Novembro 8262,42 6348,79 4975,20Dezembro 7936,90 5806,50 4479,02
De acordo com a Tabela 7.16, os volumes A e B são volumes nais mensais
no reservatório sem o auxílio da UFV projetada. Isto quer dizer que para cumprir com
a meta mensal da UHE Três Marias, o volume do reservatório deve ser diminuído. Esta
situação não é a apropriada já que o objetivo desta pesquisa é aumentar o volume do
103
reservatório e não diminui-lo. Neste sentido é feito um cálculo de relações para saber
quanto seria o volume de água e a vazão turbinada necessários para cumprir com a meta
de produção de energia hidrelétrica mensal, sem a integração hidro/solar. São calculadas
duas relações: a relação R1 = Volume Reservatório (VR)/Produção Hidrelétrica (PH) e
a relação R2 = Vazão Turbinada (VT)/Produção Hidrelétrica (PH), a partir dos dados
registrados da UHE Três Marias. As relações foram calculadas a partir de equações
provenientes de grácos de dispersão, analisando a correlação entre as variáveis. Na
Figura 7.7, apresentam-se as relações entre as variáveis, bem como as linhas ajustadas
a esses valores pelo método de mínimos quadrados. Para a relação R1, o coeciente de
Pearson (r = 0,3601) apresenta uma relação positiva moderada. Para a relação R2, o
coeciente de Pearson (r = 0,9383) apresenta uma relação positiva grande. Os valores das
relações R1 e R2 para todos os meses são apresentados na Tabela 7.17.
PH = 0,0072 * VR + 135,12r = 0,3601
100
150
200
250
300
350
7000 8000 9000 10000 11000 12000 13000 14000
Pro
du
ção
UH
E (PH
) (M
W)
Volume Reservatório (VR) (hm3)
PH = 0,418 * VT - 14,218r = 0,9383
0
50
100
150
200
250
300
350
300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800
Pro
du
ção U
HE
(PH
) (M
W)
Vazão Turbinada (VT) (m3/s)
Figura 7.7: Grácos de correlação e coecientes de Pearson para as relações R1 e R2.
A partir das relações da Tabela 7.17, são calculados o volume de água no reser-
vatório e a vazão a ser turbinada, necessários para cumprir a meta mensal da UHE Três
Marias. Se for feita a integração hidro/solar, o volume de água calculado corresponderia
ao volume nal de água acumulado no reservatório. A vazão calculada corresponderia
104
Tabela 7.17: Relação (R1) = Volume Reservatório (VR)/Produção Hidrelétrica (PH) eRelação (R2) = Vazão Turbinada (VT)/Produção Hidrelétrica (PH).
Mês Relação R1 = VR/PH Relação R2 = VT/PH
Janeiro 46,91 2,52Fevereiro 52,70 2,52Março 55,21 2,54Abril 57,19 2,56Maio 57,35 2,57Junho 56,33 2,56Julho 54,55 2,57Agosto 52,15 2,56Setembro 49,28 2,56Outubro 45,79 2,56Novembro 42,45 2,57Dezembro 41,28 2,57
à vazão que deveria ser turbinada para cumprir com a meta mensal. Os resultados são
apresentados nas Tabelas 7.18, 7.19, 7.20, 7.21, 7.22 e 7.23.
De acordo com os resultados obtidos neste segundo cenário, para uma dimi-
nuição de 10% na precipitação e um aumento de 7% na evapotranspiração na BASF,
consegue-se aumentar o volume do reservatório entre um valor mínimo de 37,04 hm3 (ja-
neiro) e um valor máximo de 846,94 hm3 (dezembro) (Ver Tabela 7.20). A capacidade
instalada da UFV projetada seria de 18,71 MW. Para uma diminuição de 20% na pre-
cipitação e um aumento de 7% na evapotranspiração na BASF, consegue-se aumentar o
volume do reservatório entre um valor mínimo de 71,73 hm3 (janeiro) e um valor máximo
de 1387,15 hm3 (dezembro) (Ver Tabela 7.23). A capacidade instalada da UFV projetada
seria de 31,67 MW. Em termos de potência instalada, o porte da UFV projetada equivale
a 4,7% e 8% da potência instalada nominal da UHE Três Marias, respectivamente.
Tabela 7.18: Volume nal mensal de água acumulada (∆V ) no reservatório e vazão nãoturbinada da UHE Três Marias para os dias com maior aproveitamento solar. Diminuiçãode 10% de precipitação e aumento de 7% de evapotranspiração.
Mês Volume nal de água acumulada (∆V ) [hm3] Vazão não turbinada [m3/s]
Janeiro 108,34 5,82Fevereiro 349,24 16,73Março 544,09 24,98Abril 715,28 31,99Maio 776,08 34,75Junho 880,82 40,04Julho 944,25 44,51Agosto 1196,59 58,73Setembro 1314,00 68,33Outubro 1351,57 75,44Novembro 1187,84 71,89Dezembro 1307,36 81,35
105
Tabela 7.19: Volume nal mensal de água acumulada (∆V ) no reservatório e vazão nãoturbinada da UHE Três Marias para os dias com menor aproveitamento solar. Diminuiçãode 10% de precipitação e aumento de 7% de evapotranspiração.
Mês Volume nal de água acumulada (∆V ) [hm3] Vazão não turbinada [m3/s]
Janeiro 77,92 4,18Fevereiro 321,20 15,39Março 584,57 26,84Abril 685,21 30,65Maio 789,00 35,33Junho 0 0Julho 1054,69 49,72Agosto 1142,52 56,08Setembro 1255,34 65,28Outubro 1380,79 77,07Novembro 1206,54 73,03Dezembro 1238,45 77,06
Tabela 7.20: Volume nal mensal de água acumulada (∆V ) no reservatório da UHETrês Marias, considerando uma diminuição de 10% de precipitação e aumento de 7% deevapotranspiração, para todos os meses do ano.
Mês Volume Final [hm3] Volume Inicial [hm3] Volume Acumulado (∆V ) [hm3]
Janeiro 9620,77 9583,73 37,04Fevereiro 11634,08 11477,90 156,17Março 12661,95 12387,21 274,74Abril 13555,14 13138,38 416,76Maio 13688,75 13198,70 490,05Junho 13330,92 12805,04 525,89Julho 12675,65 12138,95 536,70Agosto 11893,08 11287,25 605,83Setembro 11087,94 10324,15 763,78Outubro 10033,91 9233,43 800,48Novembro 9041,91 8262,42 779,53Dezembro 8783,84 7936,90 846,94
Tabela 7.21: Volume nal mensal de água acumulada (∆V ) no reservatório e vazão nãoturbinada da UHE Três Marias para os dias com maior aproveitamento solar. Diminuiçãode 20% de precipitação e aumento de 7% de evapotranspiração.
Mês Volume nal de água acumulada (∆V ) [hm3] Vazão não turbinada [m3/s]
Janeiro 57,08 3,07Fevereiro 190,38 9,12Março 303,52 13,94Abril 405,61 18,14Maio 443,31 19,85Junho 500,03 22,73Julho 478,16 22,54Agosto 593,87 29,15Setembro 735,50 38,25Outubro 784,61 43,79Novembro 692,19 41,89Dezembro 772,56 48,07
106
Tabela 7.22: Volume nal mensal de água acumulada (∆V ) no reservatório e vazão nãoturbinada da UHE Três Marias para os dias com menor aproveitamento solar. Diminuiçãode 20% de precipitação e aumento de 7% de evapotranspiração.
Mês Volume nal de água acumulada (∆V ) [hm3] Vazão não turbinada [m3/s]
Janeiro 40,84 2,19Fevereiro 174,92 8,38Março 324,72 14,91Abril 387,77 17,34Maio 450,43 20,17Junho 0 0Julho 503,08 23,71Agosto 556,26 27,30Setembro 701,34 36,47Outubro 802,14 44,77Novembro 702,90 42,54Dezembro 730,13 45,43
Tabela 7.23: Volume de água acumulada (∆V ) média mensal no reservatório da UHETrês Marias, considerando uma diminuição de 20% de precipitação e aumento de 7% deevapotranspiração, para todos os dias do ano.
Mês Volume Final [hm3] Volume Inicial [hm3] Volume Acumulado (∆V ) [hm3]
Janeiro 9655,46 9583,73 71,73Fevereiro 11764,39 11477,90 286,49Março 12880,00 12387,21 492,79Abril 13873,39 13138,38 735,01Maio 14057,46 13198,70 858,76Junho 13730,87 12805,04 925,83Julho 13200,93 12138,95 1061,99Agosto 12512,60 11287,25 1225,35Setembro 11690,63 10324,15 1366,48Outubro 10611,87 9233,43 1378,44Novembro 9601,52 8262,42 1339,10Dezembro 9484,14 8096,99 1387,15
7.3 Síntese dos cenários
A metodologia aplicada neste trabalho avalia dois cenários de estudo para
realizar a operação integrada hidro/solar na BASF. Esta integração hidro/solar é feita
na UHE Três Marias, visando aumentar o volume do reservatório mediante uma UFV
projetada. O dimensionamento da capacidade instalada da UFV projetada depende dos
resultados obtidos das simulações feitas na plataforma RS MINERVE, considerando os
dois cenários de estudo.
No primeiro cenário, sem variação climática, considera-se uma diminuição de
10% da vazão turbinada, cumprindo com as restrições de volume máximo operacional
do reservatório (19.528 hm3), a vazão deuente mínima (300 m3/s) e a meta de produção
hidrelétrica da UHE Três Marias. Posteriormente à simulação na plataforma RS MI-
NERVE, verica-se que a meta diária de produção hidrelétrica da UHE Três Marias não
é atendida. Isto leva ao cálculo do suprimento solar (diferença entre a meta diária e a
produção hidrelétrica simulada) com o qual é dimensionada a capacidade instalada da
107
UFV projetada para cumprir com a meta diária de produção hidrelétrica.
Os resultados mostram que com o auxílio da UFV projetada é possível atender
todas as restrições impostas. Desta maneira, consegue-se aumentar o volume do reser-
vatório para todos os meses do ano tanto para os meses de estiagem (junho até agosto)
quanto para os meses mais chuvosos (novembro até janeiro). Para este primeiro cenário,
o volume mínimo acumulado no reservatório é de 88,48 hm3 (janeiro) e o volume máximo
acumulado é de 1655,72 hm3 (dezembro) que corresponde a 0,58% e 10,84% do volume
útil do reservatório da UHE Três Marias, respectivamente (Ver Figuras 7.8 e 7.11). A
capacidade instalada da UFV projetada é de 12,72 MW para cumprir com a meta diária
de produção hidrelétrica.
No segundo cenário, com variação climática, variam-se os dados de entrada
do modelo hidrológico (precipitação e evapotranspiração). A vazão turbinada não sofre
variação para cumprir com a restrição de vazão deuente mínima da UHE Três Marias.
Para a variação dos dados de entrada, são considerados um decréscimo de 10% e 20% da
precipitação e um aumento de 7% da evapotranspiração.
Após a simulação na plataforma RS MINERVE, verica-se que a meta diária
de produção hidrelétrica da UHE Três Marias não é atendida para o ano de 2003. Para
cumprir com a meta diária de produção hidrelétrica, calcula-se o suprimento solar com o
qual é dimensionada a capacidade instalada da UFV projetada.
Os resultados mostram um aumento do volume do reservatório para todos os
meses do ano. Para o primeiro caso (Caso 1), diminuindo 10% a precipitação e aumen-
tando 7% a evapotranspiração, o volume mínimo acumulado no reservatório é de 37,04 hm3
(janeiro) e o volume máximo acumulado é de 846,94,72 hm3 (dezembro) que corresponde
a 0,24% e 5,54% do volume útil do reservatório da UHE Três Marias, respectivamente
(Ver Figura 7.9 e 7.11). A capacidade instalada da UFV projetada é de 18,71 MW para
cumprir com a meta diária de produção hidrelétrica. Para o segundo caso (Caso 2), di-
minuindo 20% a precipitação e aumentando 7% a evapotranspiração, o volume mínimo
acumulado no reservatório é de 71,73 hm3 (janeiro) e o volume máximo é de 1387,15 hm3
(dezembro) que corresponde a 0,47% e 9,08% do volume útil do reservatório da UHE
Três Marias, respectivamente (Ver Figura 7.10 e 7.11). A capacidade instalada da UFV
projetada é de 31,67 MW para cumprir com a meta diária de produção hidrelétrica.
108
7500
8500
9500
10500
11500
12500
13500
14500
Volu
me (h
m3)
Volume diminuindo 10% VT (Volume Final)
Volume sem variação VT (Volume Inicial)
∆VMIN : 88,48 hm3 (Jan)
∆VMIN : 1655,72 hm3 (Dez)
∆V
200
300
400
500
600
700
800
Vazão D
efl
uen
te (m
3/s)
Sem variação VT Diminuindo 10% VT
(a)
(b)
(c)
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
320
Potê
ncia
(M
W)
Produção hidrelétrica diminuindo 10% VT Meta diária
Figura 7.8: Trajetórias de volume, vazão deuente e produção hidrelétrica da UHE TrêsMarias para o cenário 1.
109
200
300
400
500
600
700
800
Vazão D
efl
uen
te (m
3/
s)
Sem variação VT
(a)
(b)
(c)
7500
8500
9500
10500
11500
12500
13500
14500V
olu
me (h
m3)
Volume Final (Com auxílio da UFV projetada)
Volume Inicial (Sem auxílio da UFV projetada)
∆V
∆VMIN : 37,04 hm3 (Jan)
∆VMIN : 846,94 hm3 (Dez)
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
320
Ptê
ncia
(M
W)
Produção hidrelétrica (Caso 1) Meta diária
Figura 7.9: Trajetórias de volume, vazão deuente e produção hidrelétrica da UHE TrêsMarias para o cenário 2, caso 1.
110
7500
8500
9500
10500
11500
12500
13500
14500V
olu
me (h
m3)
Volume Final (Com auxílio da UFV projetada)
Volume Inicial (Sem auxílio da UFV projetada)
∆VMIN : 71,73 hm3 (Jan)
∆VMIN : 1387,15 hm3 (Dez)
∆V
200
300
400
500
600
700
800
Vazão D
efl
uen
te (m
3/s)
Sem variação VT
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
320
Potê
ncia
(M
W)
Produção hidrelétrica (Caso 2) Meta diária
(a)
(b)
(c)
Figura 7.10: Trajetórias de volume, vazão deuente e produção hidrelétrica da UHE TrêsMarias para o cenário 2, caso 2.
111
0,58%
1,70%
2,76%
3,77%
4,63%
5,50%
6,38%
7,28%
8,18%
9,12%
9,98%
10,84%
Volume acumulado no reservatório (% Volume Útil) Cenário sem variação climática
0,24%
1,02%
1,80%
2,73%
3,21%3,44% 3,51%
3,97%
5,00%5,24% 5,10%
5,54%
Volume acumulado no reservatório (% Volume Útil) Cenário sem variação climática – Caso 1
0,47%
1,88%
3,23%
4,81%
5,62%6,06%
6,95%
8,02%
8,94% 9,02% 8,76%9,08%
Volume acumulado no reservatório (% Volume Útil)Cenário com variação climática – Caso 2
Figura 7.11: Volumes acumulados no reservatório da UHE Três Marias, expressos emporcentagem de volume útil, para os três cenários avaliados.
112
8 Considerações nais
Este capítulo está dividido em duas seções. Na Seção 8.1, as conclusões do
trabalho são descritas. Na Seção 8.2, as sugestões para trabalhos futuros são detalhadas.
8.1 Conclusões
A partir da metodologia proposta e dos cenários de estudo feitos no desenvol-
vimento desta dissertação, podem-se listar as seguintes conclusões:
• A utilização da plataforma RS MINERVE para simulação hidrológica e hidráulica
da BASF trouxe benefícios importante para o problema analisado. Os resultados
apresentados a partir da simulação com a plataforma RS MINERVE permitiram
conhecer a quantidade de água que pode ser acumulada no reservatório da UHE
Três Marias principalmente no período de estiagem (junho até agosto) mediante a
operação combinada de um sistema hidro/solar. O mesmo estudo poderia ser feito
com outras ferramentas. O RS MINERVE apresenta benefícios, como facilidade de
uso por meio de objetos, diversidade de modelos hidrológicos e de algoritmos de
otimização.
• Este trabalho tem mostrado que existe a complementariedade entre a energia so-
lar e a energia hidrelétrica na BASF. Mediante a operação integrada ente a UHE
Três Marias e uma UFV projetada, consegue-se aumentar o volume do reservatório
durante todos os meses do ano, tanto para o período de estiagem como para o pe-
ríodo chuvoso (novembro até janeiro). Ambas as energias, solar e hidrelétrica, são
complementares e têm o potencial para assistir com a produção de energia elétrica
durante todos os meses do ano.
• A partir dos cenários de estudo avaliados, pode-se concluir que a máxima capacidade
instalada da UFV projetada para atender aos cenários abordados neste trabalho é
de 31,67 MW. Esta capacidade instalada corresponde ao pior cenário de estudo com
uma diminuição de 20% de precipitação e um aumento de 7% de evapotranspiração.
• A capacidade instalada da UFV projetada de 31,67 MW é mínima comparada com
a capacidade instalada da maior UFV instalada na RHSF (Parque Solar da Lapa,
160 MW). A diferença importante entre estas duas UFVs é que a primeira será
interligada com o barramento da UHE Três Marias e a segunda está conectada com
a rede elétrica. Esta interligação no barramento facilita os procedimentos para a
operação da UHE Três Marias nos aspectos de interesse sistêmicos denidos pelo
ONS.
113
• Para o cenário com variação climática, com uma diminuição de 20% de precipita-
ção e um aumento de 7% de evapotranspiração consegue-se aumentar o volume do
reservatório em todos os meses do ano, sendo dezembro o mês com maior aumento
(9,08% do volume útil). Ao mesmo tempo, para uma diminuição de 10% de preci-
pitação e um aumento de 7% de evapotranspiração consegue-se aumentar o volume
do reservatório em todos os meses do ano, sendo dezembro o mês com maior au-
mento (5,54% do volume útil). Finalmente, para o cenário sem variação climática,
diminuindo 10% a vazão turbinada, consegue-se aumentar o volume do reservatório
em todos os meses do ano, sendo dezembro o mês com maior aumento (10,84% do
volume útil).
• A superfície destinada para a UFV projetada, levando em conta a maior capacidade
instalada, é de 22,40 hectares. Este espaço pode ser obtido, considerando como
opção uma UFV utuante, aproveitando o espelho de água do reservatório da UHE
Três Marias cuja superfície é de 114.200 hectares. A área necessária para instalar
a UFV projetada corresponde a 0,02% do reservatório. O primeiro projeto-piloto
no Brasil, de exploração de energia solar em reservatórios de UHEs, com uso de
utuadores, foi feito na UHE de Balbina, no Amazonas. Esta modalidade permite
aproveitar as sub-estações e as linhas de transmissão das usinas, além da lâmina
d'água dos reservatórios, evitando desapropriação de terras.
8.2 Sugestão para trabalhos futuros
Na sequência, são listadas as sugestões para trabalhos futuros:
• Neste trabalho foram consideradas 3 regiões hidrologicamente homogêneas para
desenvolver o modelo hidrológico/hidráulico na BASF. Para uma avaliação mais
detalhada podem ser consideradas as 33 sub-bacias que compõem a BASF e realizar
uma análise comparativa entres os resultados obtidos considerando os dois casos.
• A plataforma RS MINERVE possui diferentes modelos hidrológicos, como GSM,
GR4J, SOCONT, HBV e SAC-SMA. Para este trabalho foi escolhido o modelo
HBV para realizar a simulação hidrológica da BASF. Em um trabalho futuro pode
ser feita a representação da BASF utilizando os outros modelos hidrológicos e reali-
zar uma análise comparativa de desempenho dos modelos hidrológicos mediante os
indicadores.
• Este trabalho analisa um sistema integrado hidro/solar para a BASF. Esta proposta
visa avaliar a operação combinada da UHE de Três Marias com uma UFV projetada,
com o objetivo de aumentar o nível do reservatório, utilizando uma plataforma de
simulação hidrológica/hidráulica. Para dar continuidade a este trabalho pode ser
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feita uma avaliação técnica e econômica deste sistema integrado para aprofundar
esta pesquisa.
• Outra sugestão para trabalhos futuros seria a análise da operação integrada da
UHE Três Marias com uma usina projetada que utilize outra fonte renovável para
geração de energia elétrica (ex: eólica). Além disso, sugere-se a aplicação de cada
cenário proposto nesta dissertação, considerando o impacto da operação integrada
em Três Marias para as demais usinas da cascata da RHSF.
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