André luís marques marcato



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a avaliação da confiabilidade do sistema de maneira integrada com os aspectos energéticos do sistema pode ser feita utilizando como resultado principal a potência disponível em cada um dos aproveitamentos hidráulicos que podem ser fornecidos pelos modelo híbrido. Ou seja, a variabilidade da energia disponível e a perda de capacidade de potência com o deplecionamento dos reservatórios podem ser incorporados em estudos de confiabilidade. Novamente, para isto, é necessário que todas as usinas estejam individualizadas;

podem ser realizados estudos da probabilidade de ocorrência de cheias em rios específicos individualizando-se apenas usinas específicas, bem como, podem ser realizados estudos similares destinados à avaliação da possibilidade de desvio de água para a irrigação, condições de navegação, controle de poluição, abastecimento, entre outros;

cada agente detentor de um conjunto de aproveitamentos hidráulicos, pode analisar os empreendimentos que estão em seu poder com riqueza detalhe e de maneira confiável, enquanto o restante do sistema é representado de forma equivalente;

no sistema brasileiro, a usina de Itaipu, geralmente considerada no sistema Sudeste, pode ser representada de maneira individualizada, com a representação da interligação desta usina com os sistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, através do elo de corrente contínua e do circuito de 765 kV, e uma representação mais precisa do acoplamento hidráulico entre o Sudeste e Itaipu, considerando que parte da defluência do primeiro é representada por uma vazão incremental ao segundo;

possibilidade da representação do vínculo hidráulico existente entre o sistema Sudeste e os sistemas Nordeste e Norte, através dos rios São Francisco e Tocantins. Alguns resultados desta representação foram mostrados no Capítulo 6;

o sistema elétrico brasileiro apresenta alguns sistemas eletricamente isolados. A metodologia proposta neste trabalho, pode ser utilizada para a realização de estudos energéticos de médio prazo neste sistemas considerando todas as usinas hidrelétricas individualizadas. Apesar de não existir acoplamento elétrico com outros sistemas, a representação da estocasticidade das afluências com detalhe é importante para definir as metas de geração hidráulica e térmica, além de possíveis reforços no sistema de transmissão e novos investimentos em geração.

7.3. Trabalhos Futuros

Como foi visto nos Capítulos 2 e 3, a energia hidrelétrica produzida pelos reservatórios varia com a produtibilidade da usina que é uma função não linear dos volumes armazenado, turbinado e vertido. A modelagem para os sistemas à usinas individualizadas utilizada neste trabalho foi a mais simples possível, ou seja, considerar a produtibilidade constante com a queda líquida ao longo do estudo, e, ainda, considerando a cota do canal de fuga constante. Esta aproximação pode resultar em metas de geração muito otimistas ou pessimistas, pois despreza a perda ou ganho de potência relativa à variação do nível de armazenamento do reservatório [ 0 ]. Portanto, esta é a próxima e mais urgente implementação teórica e prática a ser agregada à representação híbrida (equivalente / individualizada).

Com o objetivo de introduzir na formulação do modelo alguma informação acerca da variação da produtibilidade e, ao mesmo tempo, manter as facilidades da abordagem linear, foi concebida uma função de produção energética [ 0 ]. Esta função consiste de uma aproximação linear para tentar melhor representar a variação da produtibilidade.

Em relação aos sistemas equivalentes, a aproximação destas não linearidades é feita através das parábolas que são aplicadas à energia de vazão mínima, ao fator de correção da energia controlável, à geração hidráulica máxima, à energia evaporada e aos fatores de acoplamento hidráulico. Mas em todos exemplos utilizados neste trabalho, estas parábolas não foram consideradas para que as comparações com os sistemas à usinas individualizadas pudessem ser realizadas.

Uma outra implementação que pode ser adicionada ao modelo híbrido é a incorporação da chamada Curva de Aversão ao Risco, que tenta impedir os sistemas equivalentes, ou os reservatórios dos sistemas equivalentes, serem deplecionados abaixo de um determinado limite. Isto é feito, atribuindo-se um custo adicional na função objetivo do problema de despacho hidrotérmico para a geração hidráulica que levar o reservatório à usinas individualizadas ou equivalente para um valor abaixo do mínimo. A utilização da Curva de Aversão ao Risco está sendo discutida pelo Setor Elétrico Brasileiro e pode passar a ser, obrigatoriamente, adotada em estudos de coordenação hidrotérmica.

Um outro possível avanço na modelagem, só que de implementação mais simples, é relativo a consideração da vazão perdida por enchimento de volume morto e o volume perdido por evaporação em cada aproveitamento nos sistemas à usinas individualizadas.

Incorporar possíveis modelagens do problema de despacho hidrotérmico com uma variável de folga adicional para melhor representar o não atendimento da vazão mínima obrigatória de cada aproveitamento e/ou energia de vazão mínima obrigatória do sistema equivalente. Com isto, a vazão mínima obrigatória seria uma meta a ser atendida e a variável de folga seria penalizada na função objetivo, visando maximizar o atendimento da vazão mínima obrigatória [ 0 ].

Referências Bibliográficas



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Apêndice A Principais Dados Relativos ao Estudo de Caso do Sistema Brasileiro

A.1. Configuração Hidrelétrica

CódigoNome da UsinaJusanteSistemaVolume

InicialCódigoNome da UsinaJusanteSistemaVolume

Inicial1CAMARGOS 2SE 18.6121PARAIBUNA 122SE 17.72ITUTINGA 6SE 0122SANTA BRANCA123SE 356FURNAS 7SE 28.5123FUNIL 131SE 42.27M.MORAES 8SE 79.1124LAJES 132SE 47.18ESTREITO 9SE 0127SOBRAGI 130SE 09JAGUARA 10SE 0130I.DOS POMBOS0SE 010IGARAPAVA 11SE 0131N.PECANHA 133SE 011VOLTA GRANDE12SE 0132FONTES 133SE 012P.COLOMBIA 17SE 0133P.PASSOS 0SE 014CACONDE 15SE 43.8134SALTO GRANDE135SE 015EUC. CUNHA 16SE 0135P. ESTRELA 144SE 016A.S.OLIVEIRA17SE 0144MASCARENHAS 0SE 017MARIMBONDO 18SE 22.9156TRES MARIAS 169SE 17.918A.VERMELHA 44SE 44.4192GUILMAN 193SE 024EMBORCACAO 31SE 16.2193SA CARVALHO 144SE 025NOVA PONTE 26SE 19.6217ROSAL 0SE 026MIRANDA 31SE 70251SERRA MESA 275SE 11.630CORUMBÁ I 31SE 81.5278MANSO 0SE 42.531ITUMBIARA 32SE 21.6283SANTA CLARA 0SE 032C.DOURADA 33SE 073D.JORDAO 76S 10033SAO SIMAO 44SE 4474FOZ DO AREIA76S 84.637B.BONITA 38SE 78.676SEGREDO 77S 54.838A.S.LIMA 39SE 077SLT.SANTIAGO78S 82.739IBITINGA 40SE 078SALTO OSORIO82S 040PROMISSAO 42SE 7582SALTO CAXIAS0S 042NAVANHANDAVA44SE 093PASSO FUNDO 0S 95.944I.SOLT.EQV. 45SE 7391MACHADINHO 92S 93.245JUPIA 46SE 092ITA 0S 046P.PRIMAVERA 66SE 0110ERNESTINA 111S 85.647A.A.LAYDNER 49SE 81.8111PASSO REAL 112S 85.649CHAVANTES 50SE 92.7112JACUI 113S 050L.N.GARCEZ 51SE 0113ITAUBA 114S 051CANOAS II 52SE 0114D.FRANCISCA 0S 052CANOAS I 61SE 0115G.P.SOUZA 0S 81.761CAPIVARA 62SE 97.9169SOBRADINHO 172NE 10.262TAQUARUCU 63SE 0172ITAPARICA 176NE 28.863ROSANA 66SE 0176COMP.PAFONSO178NE 066ITAIPU 0SE 0178XINGO 0NE 0118BILLINGS 119SE 53.6190B. ESPERANCA0NE 12.7119H.BORDEN 0SE 0275TUCURUI 0N 65.6120JAGUARI 123SE 26.9272CURUA-UNA 0N 100A.2. Dados Gerais

O histórico de vazões pode ser obtido junto ao Operador Nacional do Sistema e tem início em 1931 e fim em 1998. Está anexo ao caso PMO (Programa Mensal de Operação) de Janeiro de 2002.

Foi utilizada uma tolerância para convergência do cálculo da política de 95% e uma taxa de desconto anual de 10%. A ordem máxima p, para o modelo auto-regressivo periódico, foi definida igual a 6.

Os limites de intercâmbio entre os sistemas, carga própria e geração das pequenas centrais hidrelétricas são dados na Tabela 56 e na Tabela 57.

Tabela 56 - Intercâmbios utilizados no Caso Exemplo

Sistema


DeSistema

ParaIntercâmbio no Sentido De -> Para

MWmédioIntercâmbio no Sentido Para -> De

MWmédioSudesteSul29251297SudesteNó de Interligação1000114Nó de InterligaçãoNorte13061330Nó de InterligaçãoNordeste1330520Tabela 57 ¨C Carga Própria e Geração de Pequenas Usinas para cada Sistema do Caso Exemplo Brasileiro

SistemaCarga Própria

MWmédioGeração de PCHs

MWmédioSudeste25226352Sul6517218Nordeste552143Norte22900A.3. Configuração Térmica

Nome da UsinaGeração Máxima

(MWmédio)Geração Mínima

(MWmédio)SistemaCusto

(R$/MWh)ANGRA 1 657520 SE8.5IGARAPE 13140 SE77.32ST.CRUZ 12 16850 SE96.8ST.CRUZ 34 440130 SE96.8PIRATINING3427260 SE119.52CARIOBA 365 SE134.76R.SILVEIRA G3210 SE88.77CUIABA G CS 2250 SE35.91ANGRA 2 13091080 SE8.5UTE BRASILIA100 SE386.76W.ARJONA G 12052 SE114.57PIRAT.12 O/G200120 SE123.17ELETROBOLT 3760 SE35.91MACAE MERCHA00 SE88.27JUIZ DE FORA057.4 SE35.91P.MEDICI A 12640 S 30.93P.MEDICI B 32090 S 30.93J.LACERDA C 363180 S 49.3J.LACERDA B 26280 S 59.75J.LACERDA A110025 S 62.5J.LACERDA A213233 S 62.5FIGUEIRA 205 S 108.16CHARQUEADAS 7225 S 64.04NUTEPA 243 S 193.72ALEGRETE 664 S 125.79S.JERONIMO 205 S 94.5URUGUAIANA G600550 S 79.84ARGENTINA I 10180 S 41.74CAMACARI 2900.1 NE319.41FAFEN 640 NE71.26


1

Antes da reestruturação do setor elétrico brasileiro, a seguinte nomenclatura era adotada: Planejamento de longo prazo, para estudos de planejamento da operação com horizonte a partir de cinco anos; Planejamento de Médio Prazo, com horizonte de um ano e Planejamento de Curto Prazo abrangendo estudos de horizonte mensal. Este trabalho adota a nova nomenclatura, especificada na Figura 2.



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