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    A relação entre a perda de carga hidráulica real e o modelo de simulação Suishi

    Conforme comentei recentemente, o valor da energia firme (média de geração entre junho de 1949 e novembro de 1956, obtida por simulação) é decisivo na obtenção da garantia física[1] de uma UHE (usina hidrelétrica com potência instalada maior que 30 MW). A perda de carga hidráulica, por sua vez, é fundamental no cálculo da energia firme: quanto maior este valor, menor a geração. O artigo apresenta a análise de um aspecto operacional da perda hidráulica considerada nos modelos de simulação energética.

    Sob condições especiais que facilitam a análise (uma usina com circuito curto, por exemplo), a perda de carga hidráulica (Perdah, em metros) do circuito de geração de uma UHE pode ser dada por:

    Perdah = K x Q² (1)

    Onde K é um coeficiente, em s2/m5, que depende do circuito em questão e Q é a vazão passando por cada uma das turbinas: esta vazão é limitada fisicamente por um valor QMAXA, a vazão máxima de engolimento da turbina. Como a vazão afluente às turbinas de uma UHE é variável no tempo, conclui-se, pela a fórmula (1), que a perda de carga também o é. O modelo Suishi, do Cepel, que é o programa oficial para o cálculo da energia firme[2], não permite que a perda hidráulica seja utilizada considerando a fórmula (1). O programa possibilita dois tipos de entrada para este parâmetro:

    a.     Perda constante em metros.

    b.     Perda como um percentual da queda bruta.

    Como o critério (a) é o usual em cálculo de garantia física[3], é este o que será analisado no presente artigo.

    A partir disso, o problema que se coloca é o seguinte: como compatibilizar um parâmetro variável ao longo do tempo, conforme a fórmula (1), com outro que é constante, para entrada no modelo Suishi? Um critério que parece, intuitivamente, ser o mais correto para resolver esta questão seria fazer pares de simulações iterativas:

    i.   Simulação com o Suishi levando em conta uma perda de carga constante arbitrada.

    ii.  Simulação de reprodução da operação do Suishi em planilha, mas considerando a fórmula (1). Os estudos de Viabilidade para o Leilão da UHE Sinop, por exemplo, mostram um exemplo deste tipo de simulação energética em planilha[4].

    A perda constante escolhida seria aquela que igualaria as energias firmes obtidas em (i) e (ii), após uma série de iterações.

    A simulação (ii) envolve dois aspectos importantes, ambos relacionados à vazão máxima de engolimento QMAXA, conforme segue.

    A queda líquida de uma UHE é dada pela diferença entre os níveis de montante e de jusante, subtraída ainda das perdas hidráulicas: estas três variáveis são variáveis no tempo, de modo que a queda líquida também o é. Na grande maioria dos casos, a vazão máxima de engolimento QMAXA é máxima na chamada queda de referência (href) e menor nos outros casos:

    A. quando a queda líquida é menor que href, QMAXA diminui devido a limitações de turbina;

    B. quando a queda líquida é maior que href, QMAXA diminui devido a limitações do gerador[5].

    A partir do exposto, conclui-se que é necessário um cálculo iterativo quando a vazão afluente às turbinas é relativamente alta, já que a a perda hidráulica depende de QMAXA, conforme a fórmula (1), e QMAXA depende da queda líquida (conforme itens A e B, acima), parâmetro que, por sua vez, depende da perda hidráulica[6].

    O cálculo iterativo apresentado anteriormente pode ser resolvido sem grande dificuldade.

    Por outro lado, conforme se apresentará a seguir, o outro aspecto a ser analisado sobre a consideração das perdas de carga no Suishi quando a vazão afluente é próxima a QMAXA não tem uma solução viável.

    Conforme o Manual de Referência do Modelo Suishi[7], a vazão máxima de engolimento efetivamente considerada pelo modelo, QMAX, é igual a QMAXA multiplicada por FCMAXL, o fator de capacidade máximo, dado pelo complemento da indisponibilidade total (forçada + programada)[8]. Supondo, por exemplo, que a indisponibilidade total seja igual a 10%, FCMAXL é dado por seu complemento, ou seja: (1 – 10/100) = 0,9.

    Isto faz com que na prática, em circunstâncias normais (indisponibilidade maior que zero), a vazão máxima de engolimento considerada pelo Suishi é menor que o seu valor real. Um exemplo simples ajuda a explicar o problema: seja uma UHE com apenas uma turbina, com vazão máxima real (QMAXA) igual a 100 m³/s, K igual a 0,00001 s2/m5, e uma indisponibilidade total igual a 10%. Neste caso, a vazão máxima de engolimento efetivamente considerada pelo modelo (QMAX) será igual a 90 m³/s. Em termos de perda de carga, a perda máxima real (fórmula 1) é igual a 0,00001 x 100² = 0,10 m, enquanto que a realmente enxergada pelo modelo é igual a 0,00001 x 90² = 0,08 m.

    O exposto mostra a dificuldade em se fazer com que o modelo Suishi reproduza uma equação real de perda de carga na simulação energética. Este tipo de erro pode ser considerado de segunda ordem mas, dados os valores financeiros expressivos envolvidos no cálculo e utilização da garantia física de UHEs, poder-se-ia pensar em alguma modificação na simulação do modelo para aproximar a operação real com a computacional neste caso.

    Artigo posterior irá aprofundar um pouco mais esta questão.

    ***

    Algumas das questões envolvidas no texto acima são aprofundadas nos seguintes artigos científicos, que escrevi juntamente com Roberto Eugenio Bertol:

    1. Muller, F.; Bertol, R. E. Analysis of the influence of hydrology and the number of units influence in the average hydraulic loss. Revista Espaço Energia. Curitiba, Brasil, abril de 2014.
    2. Muller, F.; Bertol, R. E. Comparison between fixed and variable head losses in energy simulation. Revista Espaço Energia. Curitiba, Brasil, outubro de 2016.
    3. Muller, F.; Bertol, R. E. Análise de perdas de carga no MSUI. Revista Brasileira de Engenharia de Barragens, ano I, n. 1, p. 8-13, 2014.
    4. Muller, F.; Bertol, R. E. Análise da indisponibilidade no MSUI 1. Relação entre vazão máxima turbinada e vazão média afluente. In: XX Simpósio Brasileiro de Recursos Hídricos, 2013, Bento Gonçalves. Porto Alegre: Associação Brasileira de Recursos Hídricos, 2013.
    5. Muller, F.; Bertol, R. E. Análise da indisponibilidade no MSUI 2. Permanência de vazões afluentes. In: XX Simpósio Brasileiro de Recursos Hídricos, 2013, Bento Gonçalves. Porto Alegre: Associação Brasileira de Recursos Hídricos, 2013.

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    [1] quantidade limite de energia que os geradores podem vender em contratos

    [2] conforme a Portaria MME Nº 101 DE 22/03/2016

    [3] ver, por exemplo, o relatório “Revisão Ordinária de Garantia Física de Energia das Usinas Hidrelétricas Despachadas Centralizadamente no Sistema Interligado Nacional – SIN”, do MME. Link: < http://www.mme.gov.br/documents/1138787/13719261/Relat%C3%B3rio+Final_25Abril2017.pdf/37ce6a5b-3e18-4322-995e-52d77c60a5c6 >

    [4] relatório “Modelagem Energética da UHE Sinop”, da EPE – Empresa de Pesquisa Energética (2010)

    [5] ver maiores detalhes na página 53 do Manual de Referência do Modelo Suishi, versão de abril de 2018

    [6] além disso, a queda líquida também depende do nível de jusante, que por sua vez, depende das vazões afluente e turbinada

    [7] do Cepel, na versão de abril de 2018

    [8] em termos algébricos, FCMAX = (1 – TEIF/100) x (1 – IP/100), onde IP é o coeficiente de indisponibilidade programada e TEIF o coeficiente de indisponibilidade forçada, ambos em %

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    Energia firme: critérios peruano e brasileiro

    Para uma hidrelétrica, usina cuja geração depende das vazões afluentes, o período de seca é o que oferece maiores riscos ao suprimento de energia e, consequentemente, a seus respectivos contratos de venda. Tendo isto em vista, os países estabelecem diferentes critérios para o cálculo de energias passíveis de serem contratadas neste tipo de usina.

    Tanto no caso específico de Brasil como no caso do Peru, “energia firme” é um termo utilizado no cálculo desta energia passível de ser contratada – mas tanto o critério de cálculo como sua finalidade são significativamente diferentes nos dois casos.

    No Brasil, a energia firme é definida pela Portaria MME 101/2016 como sendo aquela correspondente à geração média nos meses do período crítico do Sistema Interligado Nacional, obtida por simulação com o modelo Suishi, do Cepel. O período crítico, definido pela Portaria MME 18/2018, corresponde aos meses que vão de jun/1949 a nov/1956.

    No Peru, a energia firme é calculada conforme os critérios apresentados no procedimento PR-13 do COES (Comité de Operación Económica del SEIN). Neste caso, a simulação energética é feita para os doze meses de um ano muito seco, com vazões correspondentes à permanência mensal de 95% (fixada pelo “Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, conforme o anexo da Ley 28832).

    Além da diferença de critérios de cálculo, a forma de utilização e objetivos das duas energias firmes dos dois países são também significativamente diferentes, e serão objeto de artigos futuros.

    De todo modo, fica a ideia de que quando se fala em “energia firme”, um especialista estudando uma hidrelétrica no Brasil ou no Peru falará de grandezas muito distintas – por mais que, nos dois casos, o conceito de “energia de período seco” esteja presente.

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    Alterações nos critérios de acionamento de usinas serão discutidas em audiência pública

    Proposta torna mais flexível operação de hidrelétricas acima de 30 MW, que não sejam necessárias à segurança do sistema

    Link:

    A adequação dos Procedimentos de Rede para tornar mais flexível o despacho de hidrelétricas acima de 30MW, que não sejam necessárias à segurança de operação do Sistema Interligado, entrará em audiência pública nesta quinta-feira, 30 de agosto.

    A proposta da Agência Nacional de Energia Elétrica também incorpora aos procedimentos do Operador Nacional do Sistema Elétrico a modalidade de operação de usinas do tipo II-C. Essa categoria inclui um conjunto de empreendimentos que  individualmente não impactam a operação do SIN, mas, em conjunto, injetam potência significativa ao sistema, por compartilharem o mesmo o mesmo ponto de conexão.

    As contribuições à proposta serão recebidas até 15 de outubro pelo e-mail ap041_2018@aneel.gov.br, ou por correspondência para o endereço da agência (SGAN, Quadra 603, Módulo I, Térreo, Protocolo Geral, CEP: 70830-110), Brasília (DF).

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    Evento na ANA discute retomada de empreendimentos com reservatórios

    Debate vai reunir representantes de associações, ministérios e agências reguladoras
    O Comitê  Brasileiro de Barragens vai promover nesta terça-feira, 28 de agosto, o I Encontro em Prol dos Reservatórios no Brasil. O evento vai reunir na Agência Nacional de Águas especialistas de entidades ligadas aos recursos hídricos e ao setor elétrico.A programação prevê a leitura de documento intitulado Carta de São Paulo em Prol dos Reservatórios de Acumulação e a apresentação do vídeo “Os Benefícios de Barragens e Reservatórios.” Em seguida, dirigentes de oito instituições terão até dez minutos para explicar a motivação técnica do apoio dessas associações à construção de reservatórios.As exposições serão feitas por dirigentes da Associação Brasileira de Recursos Hídricos, de associações de geradores de energia (AbraPCH, Abragel, Abrage, Apine e Abiape), do Clube de Engenharia e do Fórum do Meio Ambiente do Setor Elétrico.
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    Setor discute adequações na metodologia do preço horário

    Canal Energia – 03/08/2018

    Com previsão para ser aplicado a partir de janeiro de 2020, o cálculo do preço horário vai demandar ajustes nos próximos meses, para resolver inconsistências apontadas nos testes realizados desde abril desse ano pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. O tema foi discutido esta semana em Brasília, em evento organizado pelas associações dos Comercializadores (Abraceel) e dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine), em parceria com a Agência Nacional de Energia Elétrica.

    A mudança promovida pela implantação de um modelo energético de operação e de formação de preço em base horária no mercado de curto prazo é parte do conjunto de aperfeiçoamentos de mercado, previstos para os próximos anos. Conhecido como Dessem, o programa computacional desenvolvido pelo Centro de Pesquisa em Energia Eletrica aprimora a metodologia de cálculo do Preço de Liquidação das Diferenças, para aproximar esse cálculo da realidade operativa do sistema. O PLD atual é estabelecido semanalmente, e tem valores diferenciados para três tipos de carga: a leve, a média e a pesada.

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