Crise energética no Brasil: Impacto do nível do reservatório hidrelétrico na vazão do rio (Parte II)

Observação foi testada com níveis históricos de reservatórios e dados de vazão de rios de várias barragens no Brasil. Segunda parte do artigo apresenta a metodologia da análise da operação dos reservatórios sobre a vazão

Resumo:  as estratégias de gestão da água podem ter impactos consideráveis no clima e na hidrologia regionais. Geralmente, a construção e operação de energia hidrelétrica reduzem a vazão do rio a jusante devido ao aumento da evaporação. No entanto, este trabalho mostra que em regiões úmidas, como no Brasil, os reservatórios de armazenamento de energia hidrelétrica contribuem para aumentar a vazão do rio.

Esta observação foi testada com níveis históricos de reservatórios e dados de vazão de rios de várias barragens no Brasil. Verificou-se que a operação de reservatórios no Brasil tem um impacto considerável sobre a vazão de seus rios. Quanto maior o nível de armazenamento no início do período úmido, maior será a vazão do rio durante o período úmido. O trabalho propõe estratégias para permitir que os reservatórios se encham e para manter os reservatórios cheios no futuro, com o intuito de aumentar a geração hidrelétrica e reduzir a intermitência de outras fontes renováveis de energia.

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A metodologia aplicada neste artigo é descrita na Figura 3 e consiste nas seguintes etapas. A etapa 1 consiste na coleta de dados históricos sobre os níveis dos reservatórios e a vazão natural do rio das barragens analisadas (Figura 3a). A vazão natural do rio é uma estimativa da vazão do rio assumindo que não há extração de água do rio, armazenamento de água ou evaporação nas barragens do reservatório.

Isso permite que a vazão natural do rio estimado em 1970 seja comparada com a vazão natural estimada do rio em 2020. Observe que pode haver erros ou mudanças na metodologia para estimar a vazão natural do rio durante este período. As fontes de dados e outros detalhes para as barragens selecionadas estão descritos na Tabela 1.

A etapa 2 consiste em comparar o nível do reservatório da barragem no final da estação seca (final de outubro), com a vazão média da estação chuvosa seguinte (novembro a abril). O nível do reservatório em outubro foi selecionado porque geralmente é o mais baixo do ano e ocorre um pouco antes do início do período chuvoso.

A vazão média do rio de novembro a abril (período chuvoso) foi selecionada por ser próximo a outubro, o que aumenta a influência do nível do reservatório em outubro, e por ser o período em que a vazão do rio costuma ser mais elevada na região Sudeste. Esses dados são então plotados em um gráfico e uma regressão linear é criada para estimar o impacto do nível do reservatório na vazão do rio.

Figura 3: Fluxograma que descreve a metodologia implementada no artigo, destacando (a) o nível histórico do reservatório e vazão do rio, (b) os dados considerados na análise, (c) comparação do nível do reservatório e vazão do rio, (d) ótimo nível operacional do reservatório.

Após a estimativa do impacto do nível do reservatório na vazão do rio, a Etapa 3 consiste no cálculo do volume de água necessário para encher os reservatórios e a energia armazenada nos reservatórios. Essas estimativas são então usadas para propor quais usinas hidrelétricas devem ser preenchidas primeiro com o objetivo de reduzir a necessidade de usinas termelétricas e as emissões de CO2.

Uma análise final pretende mostrar o nível ótimo do reservatório da barragem no final de outubro com o intuito de maximizar a geração de energia hidrelétrica, considerando a possibilidade de vertimento caso os reservatórios estiverem muito altos, e considerando diferentes fatores de capacidade média de geração durante o período chuvoso.

Esta metodologia é limitada a barragens hidrelétricas que têm capacidade útil de armazenamento de reservatório. Não pode ser aplicado a usinas hidrelétricas a fio d’água. Além disso, a seleção do nível do reservatório mensal e da vazão média do rio variará de bacia para bacia.

Tabela 1: Barragem e dados hidrológicos e fontes de dados.

Barragens

Área (km2)

Armazenamento (km3)

Nome do rio Ano inicial de dados Referencia

Jurumirim

450

3,17

Paranapanema

1999

[1]

Três Marias

1.064

15,28

São Francisco

1976

[2]

Sobradinho

4.196

28,67

São Francisco

1998

[3]

Furnas

1.442

17,22

Grande

1972

[4]

Emborcação

478

10,38

Paranaíba

1982

[5]

Nova Ponte

442

10,38

Araguari

1999

[1]

Serra da Mesa

1.783

43,25

Tocantins

1999

[1]

Paraibuna

177

2,64

Paraíba do Sul

1993

[6]

 

A Figura 4 apresenta as principais barragens hidrelétricas de armazenamento no Brasil, destacando as barragens selecionadas neste estudo. Essas barragens foram selecionadas com os seguintes critérios:

i) grande barragem na cabeceira de rio principal
ii) capacidade de armazenamento plurianual do reservatório
iii) vazão altamente sazonal com o nível mínimo de armazenamento atingido em outubro
iv) disponibilidade de dados dos níveis históricos dos reservatórios.

Figura 4: Principais usinas hidrelétricas de armazenamento no Brasil e barragens estudadas neste artigo.

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Referências:

[1]  Dados Hidrológicos do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

[2]  Carim AL de C.  – Reavaliação da segurança de barragens de terra construída na década de 50: caso da UHE Três Marias. Ouro Preto: 2007

[3]  Mororó APP. Modelo computacional para operação de reservatório com múltiplos usos. Recife: 2005

[4]  Alves ASV. Impacto econômico do deplecionamento de reservatórios de regularização de centrais hidrelétricas nos usos múltiplos de suas águas: uma proposta metodológica. Itajubá: 2006

[5]  Fusaro TC. Estabelecimento estatístico de valores de controle para a instrumentação de barragens de terra: estudo de caso das barragens de emborcação e piau. Ouro Preto: 2007

[6]  Coelho FM. Avaliação de propostas para a garantia do abastecimento de água da região metropolitana oeste do Rio de Janeiro. Rio de Janeiro: 2008

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Este artigo está dividido em quatro seções. Na última terça-feira (28/09) foi publicada a introdução. A seção 2, esta publicada, apresenta a metodologia implementada para a análise. A seção 3 apresenta os resultados do artigo. A seção 4 discute os resultados desta pesquisa. A seção 5 conclui o artigo.

Julian David Hunt e Roberto Brandão são pesquisadores do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel/UFRJ); Nivalde José de Castro é coordenador do Gesel/UFRJ. 

O artigo também teve contribuições de: Andreas Nascimento (UFES), Carla Schwengber ten Caten (UFRGS), Fernanda Munari Caputo Tomé (IEE-USP), Paulo Smith Schneider (UFRGS), Andre Luis Ribeiro Thomazoni(UFRGS), Marcos Aurelio Vasconcelos de Freitas (UFRJ), Jose Sidnei Colombo Martini (Poli-USP), Dorel Soares Ramos (Poli-USP) e Rodrigo Senne (Âmbar Energia).

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