Blog do Tucci

A previsão de variáveis hidrológicas de curto prazo pode ser realizada com antecedência de poucos minutos até 1 mês (de forma geral), dependendo da variável ou das condições de antecedência. Existe a possibilidade de aumentar a antecedência em casos especiais.
A previsão da precipitação depende do uso de modelos meteorológicos e sistemas de apoio como radares e satélite. Na literatura inglesa a previsão de precipitação é denominada de QPF (quantitative precipitacion forecasting). As previsões chamadas “Nowcasting” são para antecedências de 0 a 3 horas, curto prazo até cerca de 10 dias. Além deste período são denominadas de previsão de longo prazo. Como a a umidade na atmosfera se renova de 7 a 10 dias, é esperado que os modelos meteorológicos somente sejam efetivos com esta antecedência, apesar de atualmente estarem acoplados ao oceano (maior inércia) que é a fonte principal de umidade (além do solo) para o sistema atmosférico.

No caso da previsão da vazão de curto prazo existem várias condições, descritas a seguir:

(a) Quanto ao uso da previsão: — para inundações: são previsões durante determinados períodos do ano ou de eventos. Este sistema de previsão ocorre apenas quando o rio atinge um nível de risco ou quanto existe alerta de um cenário de chuva extrema; — Para navegação: geralmente são previsões contínuas que possuem o objetivo de permitir o tráfego de barcos dentro dos “calados” (profundidade que permite o barco trafegar sem encalhar); — para operação de reservatórios de energia ou outros: também são previsões contínuas ao longo do tempo que têm objetivo de segurança e de melhor geração de energia. Este tipo de previsão pode ser acoplada a um modelo de otimização.

(b) Quanto às variáveis envolvidas: De acordo com o sistema e a antecedência necessária, a previsão de vazão de curto prazo pode ser realizada de acordo com o seguinte:

(b.1) com base na observação de níveis ou vazão numa seção de montante (rio acima). Esta previsão depende do tempo de deslocamento da vazão entre a observação de montante e de jusante. Em grandes rios este tipo de aplicação é muito freqüente com bons resultados e antecedências aceitáveis, pois a contribuição de vazão entre os dois locais pode ser desprezível. Os modelos utilizados são simples e de fácil implantação (veja figura 1);

(b.2) Com base na observação da chuva na bacia hidrográfica: A antecedência é maior, mas aumenta o erro, pois o processo de transformação de chuva em vazão tem mais incertezas do que a simples propagação do escoamento dentro do rio, usado em bacias menores ou quando se deseja aumentar a antecedência (figura 1);

(b.3) Previsão com base num posto fluviométrico a montante e na chuva da bacia intermediária: é a combinação dos anteriores e usado quando a contribuição entre os postos representa uma vazão não desprezível (com relação ao primeiro caso) (figura 1);

(b.4) Previsão da precipitação (QPF), medidas da chuva e vazão: a previsão da chuva permite aumentar ainda mais antecedência (figura 2). Este tipo de previsão integra modelo meteorológico e modelo hidrológico, podendo usar também medidas de satélite e radar. Na figura 2, as chuvas conhecidas (rede meteorológica + radar + satélite) e medidas até o tempo t são usadas na previsão da vazão pelo modelo hidrológico. As chuvas depois de t são determinadas pelos modelos meteorológicos (possuem mais incertezas espaciais e temporais).

Nas próximas semanas vamos apresentar modelos e resultados.

Figura 1 - previsões hidrológicas

Figura 2 - Previsão meteorológica + hidrológica

Num estudo realizado para a ANEEL, cerca de alguns anos atrás, o IPH com a parceria do INPE/CPETEC e IAG/USP elaborou um estudo que coordenei de previsão das vazões na bacia do rio São Francisco. O estudo constou de previsão de curto e longo prazo. Nesta semana vamos apresentar os resultados de previsão de longo prazo (previsão sazonal). O relatório completo pode ser copiado no site (ver abaixo).

Para a parte hidrológica da previsão de longo e curto prazo foi utilizado o modelo IPH – MGB foi ajustado a toda a bacia do rio São Francisco, discretizado como mostra a figura 1. Na parte superior foi usada uma malha quadrada de 10km (naquela época o modelo usada malha quadrada, atualmente utiliza sub-bacias menores) e na parte do semi-árido malha de 20 km. O modelo foi ajustado em alguns locais da bacia (veja figura 2 em Três Marias).

Para a parte meteorológica de longo prazo foram utilizados três modelos: Modelo Global Climático do CPTEC (200 km de malha), modelos regionais BRAMS e ETA. O modelo global do CPTEC mostrou uma previsão tendenciosa estimando chuvas superiores aos valores observados. Utilizou-se uma correção estatística que melhorou muito os resultados. Na figura 3 é apresentada a comparação da chuva observada e prevista com três meses de antecedência na bacia do reservatório de Sobradinho. Os modelos regionais não mostraram tendenciosidade, mas os resultados de previsão foram muito piores que o modelo global corrigido.

Foram elaboradas previsões com antecedência de 1 a 6 meses para vários locais da bacia e comparados com a tendência média de vazão mensal de cada local (MLT). Na figura 4 são apresentados os resultados de previsão com antecedência de 1 mês para Três Maria. Foram comparados, MLT, previsão se a chuva fosse conhecida (P obser), para analisar o erro hidrológico; a vazão observada (Três Marias Natural) e a previsão pelo modelo com chuva prevista (P global).

Nas figuras 5 e 6 são apresentados o erro relativo médio relativos de cada previsão de antecedências de 1 a 6 meses do seguinte: Pobs – previsão realizada pelo modelo hidrológico com a chuva conhecida; Global: Previsão com modelo global para a chuva + modelo hidrológico; Previvazm: modelo estocástico atualmente em uso pela ONS; MLT média mensal de longo prazo; empírico- modelo que correlaciona níveis do oceano e vazões mensais nos locais. Observa-se que o uso do modelo global + hidrológico apresenta os melhores resultados, aumentando o seu ganho com antecedência da previsão, se comparados as alternativas. Existe mais espaço para melhoras na parte dos modelos climáticos.

Na próxima semana ainda vamos apresentar outros resultados de previsão de longo prazo, agora no Rio Grande, sub-bacia do rio Paraná e depois vamos iniciar uma série de artigos sobre previsão em tempo real (curto prazo), com resultados, como mostrados aqui. A referência do estudo citado nesta matéria é a seguinte:

IPH, CPETEC, IAG, 2006. Previsão de Vazão do rio São Francisco. ANEEL, IPH/UFRGS, IAG/USP, INPE/ CPETEC, 382p Porto Alegre.

Obtenha s publicações relativas ao estudo em
http://galileu.iph.ufrgs.br/collischonn/ClimaRH/sfrancisco/SFprincipal.htm

Figura 1 Discretização da bacia do rio São Francisco para simulação pelo modelo IPH-MGB

Figura 2 Ajuste do modelo MGB - IPH as vazões naturais de Três Marias

Figura 3 Previsão da chuva e a realizada com três meses de antecedência na bacia de Sobradinho

Figura 4 Previsão com 1 mês de antecedência em Três Marias

Figura 5 Erro médio relativo das previsões para antecedências de 1 a 6 meses em Três Marias

Figura 6 Erro médio relativo das previsões para antecedências de 1 a 6 meses em Sobradinho

Continuando a seqüência de artigos sobre o tema, nesta semana estamos analisando os potenciais efeitos sobre os recursos hídricos e seus usos, especificamente na produção de energia hidrelétrica.
Em artigos anteriores discutimos alguns destes aspectos, mas que serão tratados em conjunto neste artigo. Não serão analisados os efeitos sobre a demanda de energia que são evidentes como o aumento da temperatura, mas sobre um tipo de produção que é a hidrelétrica. No caso brasileiro a hidrelétrica tem um peso grande porque a sua geração é superior a 90%.
O insumo da produção de energia hidrelétrica é a água. Este é um insumo que varia no tempo e no espaço e está sujeito a variabilidade climática, mas também ao efeito do uso do solo. Estes efeitos podem ser cumulativos ou isolados. Quando aumenta a precipitação, poderá ocorrer aumento da vazão em proporção diferente, mas quando altera a chuva e também o uso do solo o efeito pode ser significativo como foi mostrado na bacia do rio Paraná. A tendência é de aumento do escoamento médio quando ocorre desmatamento de floresta e cultura permanente para cultura anual.
A variação temporal da vazão é regulariza pelo efeito da bacia hidrográfica (regularização natural da água subterrânea) e por reservatórios construídos. A única forma de armazenar grande quantidade de energia é através do armazenamento da água em reservatórios para geração de energia hidrelétrica. Em artigo anterior foi discutido que este reservatório está diminuindo devido as características das Usinas construídas nas últimas décadas.
No final a geração total da energia depende de duas variáveis a vazão e a carga hidráulica dada pela diferença de cota de jusante e montante de um empreendimento. A cota geralmente é mantida pelo reservatório e a vazão é a variável principal que se modifica ao longo de meses e anos.
Quando esta vazão aumenta ou diminui é possível gerar mais ou menos vazão. A energia firme no setor elétrico brasileiro é calculada com base no período de 1949 a 1956, que foi o período mais seco da bacia do rio Paraná onde a maioria das hidrelétricas com grande capacidade foram construídas. No entanto, este período crítico pode variar de rio para rio. O período crítico do rio Paraguai foi na década de 60 e o no Uruguai na década de 40. No entanto, para o sistema equivalente energético, são os anos citados acima. A energia firme de um empreendimento é o máximo que o empreender pode vender com contratos de longo prazo e, portanto, estima o valor que receberá pela sua operação dentro da arrecadação do sistema interligado. Este cálculo é regulamentado em lei.
Atualmente, quando se calcula a energia firme de um empreendimento se utiliza as vazões da década de 50. No entanto, se as chuvas fossem as mesmas as vazões seriam diferentes porque as bacias mudaram e o risco das vazões também. As vazões provavelmente seriam maiores e os empreendimentos poderiam contratar energia firme maior, representando um maior ganho para os empreendimentos e talvez um aumento da luz no país.
Olhando por este lado, a energia firme brasileira poderia estar subestimada, o que é fator favorável ao sistema instalado e a redução do risco de racionamento. De outro lado, olhando pelo lado da regularização, o sistema poderia ter mais risco de atender a um período com risco menor de ocorrer que o da década de 50. Além disso, será que a entrada de novas usinas no sistema o período crítico continua o mesmo? A vantagem da entrada atual de usinas na Amazônia onde o período crítico é diferente é de distribuição deste risco, pois algumas usinas complementam outras. Observa-se assim, como os fatores que atuam na bacia e no clima podem influenciar de forma decisiva num setor tão importante para os tempos modernos como a energia.
Esta análise lança hipóteses, mas para melhor comprová-las é necessário obter valores que confirme as hipóteses.

O abastecimento de água em regiões semi-áridas e nas cidades costeiras possui uma alternativa adicional de obtenção da água que é a dessalinização.
Nas regiões semi-áridas a água subterrânea e mesmo os reservatórios superficiais com alto tempo de renovação do seu volume (relação entre o volume e vazão) tende a possuir água salobra (concentrações da ordem que começam em 500 mg/l de sais aumentando até os níveis de sais do mar que são acima de 30.000 mg/l). Neste caso, o dilema é a concentração de sais que sobram do processo. Existem alguns usos integrados como o plantio de forrageiras e o uso em tanques de piscicultura.O maior problema destas regiões é a gestão dos sistemas, já que a baixa educação faz com que investimentos acabam se perdendo com o tempo se não houver uma maior treinamento as pessoas do local.
No caso de cidades costeiras o usa da água do mar é uma alternativa interessante. Neste caso concentrações são altas, mas a disposição do rejeito de sais permite uma gestão mais eficiente, pois o volume do mar é muito grande e dilui o concentrado de sais que sai do processo.
A revista The Economist do último dia 7 de June, no seu Tecnhology Quarterly apresenta uma interessante reportagem sobre a tendência de uso da desalinização no mundo. Apresenta alguns dados como: O número de plantas de desalinização no mundo é de 13.080 com vazão de atendimento total de 643 m3/s, representando 0,5 % da demanda mundial. Considerando uma demanda de cerca de 200 l/s, este valor representa o atendimento de 278 milhões de pessoas.
Atualmente existem dois processos principais: (a) osmose reversa que utiliza alta pressão de bombas para muita para filtrar a água através de uma membrana; (b) destilação em múltiplo-estágio que utiliza câmeras e calor para retirar o sal da água. Quanto maior for a concentração de sais, maior é o uso de energia.
Este tipo de obtenção da água vem sendo utilizado desde a primeira parte do século vinte no oriente médio, onde existe energia disponível de aquecimento disponível para dessalinização.
Com o desenvolvimento de grandes metrópoles na costa e a dificuldade de ampliar a disponibilidade hídrica segura para estas grandes concentrações humanas, a água do mar passou ser uma alternativa a ser analisada, principalmente como segurança a falta de água em períodos críticos climáticos.
O dessalinizador utiliza muita energia, inicialmente cerca de 8 kwh por m3 e atualmente está em 3,7 kwh/m3 (caso de Perth na Austrália, segundo The Economist). A eficiência tem aumentado com o aproveitamento da quantidade de movimento gerada na osmose reversa através de pequenas turbinas que recuperam parte da energia utilizada. O custo caiu para US$ 0,50/m3 e aumentou recentemente para US $ 0,75/m3 com a desvalorização do dólar. Mesmo assim, este custo é competitivo nas condições atuais de produção.
A tendência atual é de aumento do uso de osmose reversa com o aprimoramento tecnológico de membranas e da eficiência da energia utilizada na produção. Esta pode ser uma importante opção no Brasil, considerando a extensa costa e o grande número de metrópoles localizadas próxima da costa e com limites de disponibilidade hídrica devido a escassez de quantidade e qualidade da água (contaminação da quantidade e qualidade da água). No caso das regiões semi-áridas é também uma importante alternativa, mas as dificuldades estão relacionadas com a gestão, já que a demanda é difusa e o uso de equipamentos que necessitam de manutenção em áreas distantes sem apoio técnico e treinamento já se mostrou ineficiente.

Depois de 2001, os decisores e a população entenderam os riscos da falta de água para produção de energia. Apesar do setor elétrico brasileiro possuir da ordem de 70% de capacidade instalada hídrica para 30% térmica e outros, o setor opera geralmente da ordem de 93% com hídricas e somente o restante com as demais instalações devido a preço reduzido da geração hídrica.
O risco de falha do setor foi adotado em 5% com dois anos e meio de período crítico em função da capacidade instalada e dos volumes de regularização. No entanto, vários fatores se alteraram nos últimos anos produzindo diferentes efeitos sobre a capacidade de regularização do setor e seu efetivo risco.
No lado positivo, as vazões afluentes aos reservatórios na bacia do rio Paraná, Uruguai e Paraguai aumentaram da ordem de 30%, aumentando o fator de capacidade dos empreendimentos para o mesmo investimento. Esta questão tem sido discutida em outros artigos neste blog, onde a principal pergunta se resume em: até que ponto estes aumentos são permanentes?
No lado negativo se observou que o número de empreendimentos num período longo foi insuficiente para acompanhar a demanda, culminando no racionamento de 2001, que poderia ter acontecido antes se não houvesse o aumento das vazões.
Nos últimos anos houve um outro fator, representado pelo maior aumento da capacidade instalada sem o correspondente volume de regularização, fazendo com que diminua o período de risco e aumente a probabilidade de falha, pois existe menor volume específico para cada MW instalado (figura abaixo). Numa cascata de reservatórios geralmente existem poucos reservatórios de regularizam a vazão e vários de queda, que utilizam a mesma vazão. Como os reservatórios de regularização não são construídos por serem menos atrativos (maior custo ambiental e maiores conflitos, sem retorno equivalente) são construídos os de queda. Quando ocorrer uma estiagem toda a capacidade da cascata estará comprometida, existindo pouca ou nenhuma sinergia entre os mesmos.
Na figura abaixo se observa que a relação entre volume e capacidade instalada média subiu para cerca de 8 hm3/MW (hm3= 106 m3) nos anos 60 com a entrada de Três Marias Furnas, etc, caindo gradualmente até valores atuais de 3,5 hm3/MW. Como estes valores são médios não caracterizam cada conjunto de empreendimentos, como o reservatório equivalente de cada setor, mas permitem uma tendência geral
Portanto, as condições de risco podem passar a serem anuais, devido a baixa regularização, ficando o setor sujeito a riscos mais freqüentes, como tem sido observado nestes dois últimos anos, onde os reservatórios estavam cheios e passados alguns meses chegou-se a níveis alarmantes. Isto resultará num mercado “spot “mais volátil e arriscado para os compradores de energia.

figura preparada por Márcio Nóbrega