Lista 2 - Geração de Energia - AV2

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UNIVERSIDADE ESTÁCIO DE SÁ
Planejamento Energético
Recife
2018
UNIVERSIDADE ESTÁCIO DE SÁ
Lista de exercícios
Introdução ao Planejamento e Característica de Produção de Sistemas Hidrotérmicos
Planejamento Energético
Trabalho apresentado pelo aluno: 
Aluno (a):
Mat: 
Recife
2018
LISTA 
Planejamento Energético
1. O quê é o planejamento Energético de Sistemas Elétricos de Potência? Como ele pode ser dividido? 
 	
2. Do quê trata e o quê é o Planejamento da Expansão de Sistemas de Geração? 
 
3. Do quê trata e o quê é o Planejamento da Operação de Sistemas Hidrotérmicos? 
 
4. Por quê o sistema Eletroenergético brasileiro é considerado como Hidrotérmico? 
 
5. Os estudos de Planejamento da expansão dos sistemas de Geração são divididos em etapas, com horizontes distintos. Quais são estas etapas? Explique cada uma. 
 
6. O quê é benefício energético? Quais são os benefícios energéticos considerados no Brasil? Estes benefícios servem para quê? 
 
7. O Planejamento da Operação é dividido em etapas com diferentes horizontes. Quais são estas etapas? Explique-as. 
 
8. Qual é a importância da modelagem matemática de usinas hidrelétricas em nossos estudos de planejamento energético? Quais são as variáveis de entrada e saída utilizadas nesta modelagem? 
 
9. Os reservatórios de barragens d’água podem ser divididos em dois grupos em relação a sua capacidade de regularização. Quais são estes grupos e suas características?
 
10. Primeiramente, defina o quê são séries históricas de vazões afluentes. Como são utilizadas no planejamento energético? 
 
11. Quais são os custos operativos envolvidos em uma usina Hidrelétrica e em uma usina Termelétrica? 
 
12. Defina ou explique o quê é: a) vazão turbinada; b) vazão vertida; c) vazão afluente; d) vazão defluente. 
 13. O quê são os meios de produção de energia elétrica? Quais são os meios de produção mais utilizados no Brasil? 
 
14. Por quê é preferível utilizar séries sintéticas ao invés de séries históricas (de vazões afluentes) em estudos de planejamento energético de hidroelétricas? 
 
15. As usinas termelétricas convencionais são divididas em quais tipos? Explique cada um desses tipos apontando as diferenças fundamentais entre as demais. 
 
16. Quais são as perdas hidráulicas em um aproveitamento hidrelétrico? Como essas perdas são levadas em conta no equacionamento da energia elétrica da usina? 
 
17. Explique o efeito de remanso que pode ocorrer em usinas hidrelétricas
Respostas
Planejamento Energético
Sistemas elétricos de potência (SEP) é o conjunto constituído por centrais elétricas, subestações de transformação e de interligação, linhas e receptores, ligados elétricamente entre si. São grandes sistemas de energia que englobam geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
A EPE realiza estudos de apoio à expansão da geração do Sistema Interligado Nacional (SIN) e dos Sistemas Isolados. Praticamente todo o setor elétrico está interligado, remanescendo menos de 1% do consumo total do país em Sistemas Isolados. Nesse contexto, os estudos de planejamento da expansão da geração são fundamentais para a antecipação de ações, permitindo que o sistema absorva e se adapte às novas tecnologias, mantendo um atendimento seguro, econômico e socioambientalmente sustentável.
O planejamento da operação de um sistema de energia elétrica tem por objetivo determinar uma política de operação que atenda a de manda de energia elétrica de forma econômica e confiável. Em sistemas hidrotérmicos de geração, como e o caso do sistema Brasileiro: a geração de origem hidroelétrica, que tem custo de combustível nulo, e complementada por geração de origem termoelétrica, que tem custo de combustível elevado. O objetivo econômico do planejamento da operação é, portanto, substituir na medida do possível a geração de origem termoelétrica por geração de origem hidroelétrica.
Conforme a resposta anterior, a maior parte do fornecimento elétrico brasileiro é suprida através de geração hidroelétrica, o restante é suprido por meio de termoelétricas, sendo assim, a matriz de geração elétrica brasileira definida por essas duas principais fontes, denominando assim, o sistema Eletroenergético como Hidrotérmico.
 Os estudos para planejamento da expansão da oferta de energia elétrica têm como objetivos principais:
Indicar a composição ótima do parque gerador futuro que atenda ao crescimento da demanda por energia elétrica, respeitando os aspectos socioambientais e os critérios de risco de suprimento, ao menor custo global;
Avaliar as condições de atendimento futuro, indicando medidas a serem tomadas para avanços metodológicos, operacionais e regulatórios;
Apontar, quando necessário, ações que permitam o restabelecimento das condições de equilíbrio estrutural.
De uma forma geral, a legislação setorial e a regulamentação desta pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) vêm estimulando a utilização das fontes alternativas de energia elétrica através de um regime de concessão de desconto tarifário, isenções e subsídios, dentre outros benefícios comentados a seguir.
 Isenção do pagamento de encargos setoriais:
A Lei 9.648/98 isentou do pagamento de royalties (“compensação financeira”) pela exploração de recursos hídricos (CFRH), para fins de geração de energia elétrica, as pequenas centrais hidrelétricas que entrassem em operação a partir de maio de 1998 e cuja energia elétrica fosse destinada à comercialização sob o regime de produção independente ou autoprodução.
Cumpre esclarecer que a compensação financeira é paga por empresas titulares de concessão ou autorização pela exploração de potencial hidráulico, sendo a maior parte dos recursos arrecadados destinada aos Estados e Municípios afetados pelos reservatórios.
No ano de 2000, a Lei 9.991, de 24 de julho de 2000, isentou as empresas que geram energia a partir de instalações eólica, solar, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas de aplicarem, anualmente, o percentual mínimo de 1% da receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico. Os recursos das empresas geradoras, transmissoras e distribuidoras destinados à pesquisa e ao desenvolvimento visam gerar inovação tecnológica no setor.
Possibilidade de utilização de encargos setoriais para subsidiar fontes alternativas
A Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis (CCC) é um encargo setorial que tem como objetivo principal subsidiar os custos de geração de energia de usinas termelétricas que utilizam combustíveis fósseis (a exemplo de óleo diesel e óleo combustível) em sistemas isolados (sistemas localizados especialmente na região Norte do País), sendo os valores correspondentes rateados pelos consumidores de energia elétrica.
A Lei 9.648/98 estabeleceu condições para que os recursos da CCC fossem utilizados também para subsidiar a geração de energia elétrica por pequenas centrais hidrelétricas ou a partir de fontes eólica, solar e biomassa. Para tanto, os empreendimentos correspondentes devem ser implantados em sistemas elétricos isolados, assim como substituir geração termelétrica de derivados de petróleo (combustíveis fósseis).
A Lei 10.438, de 26 de abril de 2002, instituiu um fundo setorial denominado Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), em que parte dos recursos arrecadados das empresas que comercializam energia com consumidores finais, dentre outras finalidades, pode ser utilizada para aumentar a competitividade da energia produzida a partir de pequenas centrais hidrelétricas e de fontes eólica e biomassa.
A Lei 10.438/02 também autorizou a utilização de recursos da Reserva Geral de Reversão (RGR) para instalação de produção de energia elétrica por pequenas centrais hidrelétricas e a partir de fontes eólica, solar e biomassa.
A RGR é um encargo setorialarrecadado das empresas concessionárias e administrado pela Eletrobrás com o objetivo de prover recursos para reversão dos bens vinculados às concessões, mediante indenização dos investimentos não amortizados ou depreciados, bem como para expansão e melhoria dos servidos públicos de energia elétrica.
 Desconto tarifário e possibilidade de venda direta a consumidores finais
A Lei 9.648/98 concedeu, às referidas pequenas centrais hidrelétricas citadas no item 1.1  acima, o direito a desconto não inferior a 50% sobre tarifas de uso de sistemas elétricos de transmissão e distribuição. A lei também permitiu que tais pequenas centrais hidrelétricas comercializassem energia elétrica com consumidores com carga maior ou igual a 500 kW (como é o caso, por exemplo, de determinadas indústrias de pequeno e médio porte e shopping centers).
Em 2003, a Lei 10.762, de 11 de novembro de 2003, estendeu tais benefícios aos empreendimentos com base em fontes solar, eólica e biomassa, com potência instalada menor ou igual a 30.000 kW. A lei estabeleceu ainda que todos esses empreendimentos poderiam comercializar energia elétrica não apenas com consumidor, mas também com conjunto de consumidores reunidos por comunhão de fato ou de direito
com carga maior ou igual a 500 kW, tendo a ANEEL recente-mente definido as condições para aplicação desse benefício.
 Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica 
A Lei 10.438/02 criou o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA –, com a finalidade de aumentar, na matriz energética nacional, a participação da energia elétrica produzida por pequenas centrais hidrelétricas e empreendimentos concebidos com base em fonte eólica e biomassa. O programa também visa reduzir a emissão de gases de efeito estufa, nos termos do Protocolo de Kioto à Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima, contribuindo, desse modo, para o desenvolvimento sustentável.
No âmbito do PROINFA, as empresas selecionadas em processo de licitação, realizado através de chamadas públicas, celebraram contratos de venda de energia elétrica pelo prazo de 20 anos com a Eletrobrás. O valor pago pela energia adquirida e os custos incorridos pela Eletrobrás são rateados, compulsoriamente, pelas distribuidoras e repassados às tarifas dos consumidores. Segundo informações disponibilizadas na página da ANEEL na internet, os empreendimentos contratados através do PROINFA deverão gerar 4.215.469,96 MWh no ano de 2007.
 Repasse tarifário
Recentemente, como forma de incentivo à contratação de fontes incentivadas, foi editado o Decreto nº. 6.048, de 27 de fevereiro de 2007, que assegurou às distribuidoras, nos leilões públicos de compra de energia elétrica, o repasse integral dos custos de aquisição de energia proveniente dessas fontes às tarifas dos consumidores. Nesse sentido, o Ministério de Minas e Energia já programou a realização do primeiro leilão de energia proveniente de fontes alternativas, fixando o valor máximo do preço de compra da energia pelas distribuidoras.
Planejamento da operação elétrica: Processo pelo qual são analisadas as condições operativas do sistema elétrico, contemplando diversas configurações da rede, de cenários de carga suprida e de despachos de geração das fontes de energia conectadas ao sistema. Objetiva avaliar o controle de tensão e de carregamento da rede, os impactos de contingências na estabilidade do sistema, as condições de manobras de linhas e transformadores e a emissão de diretrizes para a operação do sistema em condição normal, em contingências e para a sua recomposição.
As complexidades do problema não podem ser acomodadas por um modelo único e torna-se necessário a utilização de cadeias de modelos com diferentes horizontes de planejamento e graus de detalhe na representação do sistema.
Planejamento da Operação de Médio Prazo: 
Nesta fase o horizonte de estudo é de cinco anos, discretizado em etapas mensais; 
Faz-se uma representação detalhada do processo estocástico de vazões afluentes aos reservatórios e as usinas hidrelétricas que compõem cada sistema são representadas de forma agregada (sistemas equivalentes);
Além disto, os sistemas podem trocar energia entre si até um limite máximo de intercâmbio;
Desta etapa resulta uma função multivariada que define o valor econômico da energia armazenada em função dos níveis de armazenamento e afluências aos meses passados, chamada Função de Custo Futuro (FCF).
Planejamento da Operação de Curto Prazo: 
O horizonte, neste caso, é de alguns meses e a incerteza relacionada às afluências aos reservatórios é representada através de uma árvore de vazões;
Nesta etapa, as usinas são representadas de forma individualizada;
O objetivo é, a partir da função de custo futuro gerada pelo modelo de médio prazo em um estágio que coincide com o final do horizonte do modelo de curto prazo, gerar uma função que retrate o valor econômico da água armazenada nos reservatórios em função dos níveis de armazenamento dos reservatórios;
Programação Diária da Operação:
Nesta etapa, o horizonte é de apenas alguns dias, discretizados em etapas horárias ou de meia em meia hora;
Não é representada a incerteza das vazões;
Em contrapartida, contrapartida, o parque hidrotérmico é representado de forma detalhada, detalhada, levando-se em conta as restrições relativas às máquinas e turbinas, tais como tomada e alívio de carga, faixas operativas das turbinas, entre outras;
A rede de transmissão é representada com precisão; 
A Função de Custo Futuro gerada pelo modelo de curto prazo no estágio que coincide com o último estágio do modelo de programação diária é utilizada para se definir as metas de geração de cada unidade geradora.
As características de estocasticidade e acoplamento espacial dos sistemas hidrotérmicos afetam tanto a economia quanto a confiabilidade de operação de tais sistemas. 
Assim, em sistemas hidrotérmicos a estratégia mais econômica é conflitante com a estratégia de aumento na confiabilidade.
Estratégia puramente econômica:
A política econômica seria optar, a cada etapa, pela máxima utilização das usinas hidroelétricas na geração de energia, utilizando a energia armazenada nos reservatórios (energia mais barata), o que, conseqüentemente, minimizaria o custo de operação do sistema hidrotérmico. Porém, esta política aumentaria o risco de déficit, tornando-a pouco confiável.
Estratégia mais confiável:
 Por sua vez, a máxima confiabilidade de fornecimento é obtida conservando o nível dos reservatórios o mais elevado possível. Entretanto, isto significa uma maior utilização de geração complementar a partir de recursos não-hidráulicos (geração térmica, importação de energia de mercados vizinhos ou déficit de energia). Portanto, um aumento dos custos operativos.
As barragens são as estruturas físicas que represam um curso de água. Já os reservatórios são o acúmulo de água resultante da construção dessas barragens pelo ser humano. 
A vazão afluente é definida como sendo a vazão que chega a um determinado ponto, em particular um aproveitamento hidrelétrico, e é determinante na avaliação da energia disponível. A vazão afluente depende das condições  hidrológicas naturais da bacia hidrográfica e dos aproveitamentos existentes a montante.
Quando inexistem aproveitamentos hidrelétricos a montante ou eles operam com nível constante, esta vazão é chamada de vazão natural afluente, ou seja, é a vazão que existia naturalmente antes de qualquer intervenção humana.
Portanto, imaginemos um país começando a desenvolver seu parque de geração.
Neste caso, a análise da viabilidade dos aproveitamentos inicia-se com o estudo da vazão natural uma vez que inexistem outros aproveitamentos. Este também é o caso do primeiro aproveitamento de uma bacia hidrográfica.
O ONS fornece relatórios anuais com os dados de medições mensais e diárias das vazões naturais de todas as usinas em operação a partir de 1931.
Sabe-se que existem particularidadespara cada tipo de usina hidroelétrica construída, mas, de forma simplificada, pode-se dividir os custos de construção em sete itens:
Custos com projetos; 
Custos com obras civis;
Custos com equipamentos;
Custos ambientais;
Custos com viabilidade e instalação da infraestrutura;
Custos com transmissão;
Custos financeiros (juros durante a construção).
Já as usinas Termoelétricas:
Custos com projetos; 
Custos infraestrutura;
Custos com equipamentos;
Custos com financeiro;
Custos ambientais;
Custos de Transmissão;
Custos com transmissão;
Custos financeiros (juros durante a construção).
Em relação aos custos instalados (R$/kW), a usina termoelétrica possui valores mais baixos quando comparados aos das usinas hidroelétricas. Porém, considerando os demais custos: combustível, operação e manutenção e emissão de poluentes, o custo total da usina termoelétrica, no decorre de sua produção será muito mais onerosa. 
Para decomposição dos custos de implantação das usinas termoelétricas, verifica-se o grau de importância que se deve considerar neste tipo de projeto. Os custos dos equipamentos portam mais da metade (60%) do custo total do empreendimento. Em termos de custo de equipamentos, prevalecem àqueles integrados à caldeira, turbina e geradores.
Diferente da usina hidroelétricas nas térmicas o custo com obras civis são menos expressivos (15%), visto as características mais simples empregadas nesse tipo de obra, logo o tempo de construção também será menor.
a. vazão turbinada: aquela que passa pelas turbinas e gera energia.
 b. vazão vertida: passa pelos vertedouros da usina e não gera energia (quando não existe espaço para armazenar o excedente de água no reservatório).
c. vazão afluente: aquela que chega a um aproveitamento hidroelétrico ou a uma estrutura hidráulica.
d. vazão defluente: soma da vazão turbinada e da vazão vertida.
A geração de energia elétrica se leva a cabo mediante diferentes tecnologias. As principais aproveitam um movimento rotatório para gerar corrente alternada em um alternador. O movimento rotatório pode provir de uma fonte de energia mecânica direta, como a corrente de uma queda d'água ou o vento, ou de um ciclo termodinâmico.
Fontes da energia elétrica gerada no Brasil (ano base 2016):
 
Renováveis:
 
- Hidráulica: 68,1%
 
- Eólica: 5,4%
 
- Biomassa: 8,2%
 
- Solar: 0,01%
 
Não-Renováveis:
 
- Gás natural: 9,1%
 
- Derivados de petróleo: 2,4%
 
- Carvão e derivados: 4,2%
 
- Nuclear: 2,6%
Capacidade instalada de geração de energia elétrica (2016):
 
- Hidrelétrica: 96,9 mil MW
 
- Térmica: 41,2 mil MW
 
- Nuclear: 2 mil MW
 
- Eólica: 10,1 mil MW
 
- Solar: 0,03 MW
O sistema de geração brasileiro é predominantemente hidráulico e possui acoplamento temporal e espacial. Estas características tornam o planejamento da operação energética um problema de grande porte e de difícil solução. Em virtude disso, é necessária a sua divisão em diversas etapas. Em cada etapa são utilizados modelos com diferentes graus de detalhamento para a representação do sistema e da incerteza hidrológica, abrangendo períodos de estudos com horizontes distintos (médio prazo, curto prazo e programação diária).
 
A aleatoriedade das vazões também é uma característica marcante de sistemas com predominância hidráulica. Essa incerteza é tratada de diferentes formas, dependendo da representação utilizada no modelo do sistema gerador, e a representação dos possíveis cenários de vazões é diferenciada para cada etapa do processo de planejamento da operação.
 
Os modelos NEWAVE (Modelo de Planejamento da Operação de Sistemas Hidrotérmicos Interligados de Longo e Médio-Prazo) e SUISHI (Modelo de Simulação a Usinas Individualizadas de Subsistemas Hidrotérmicos Interligados), desenvolvidos para o planejamento da operação de médio prazo, simulam um grande número de séries hidrológicas, calculando, assim, índices probabilísticos de desempenho do sistema para cada estágio da simulação. Esses diversos cenários de afluências estão em uma estrutura paralela - pente (Figura 1).
 
No modelo DECOMP (Modelo de Planejamento da Operação de Sistemas Hidrotérmicos Interligados de Curto Prazo), desenvolvido para o planejamento da operação de curto prazo, a incerteza acerca das vazões afluentes aos diversos aproveitamentos do sistema é apresentada por cenários hidrológicos, representados através de uma árvore de afluências (Figura 2), com probabilidades de ocorrência associadas a cada ramo.
Os cenários hidrológicos utilizados nos modelos de planejamento da operação de médio e curto prazos são gerados a partir do modelo GEVAZP, levando-se em consideração a preservação das correlações temporais e espaciais do processo estocástico original.
 
Em virtude de restrições de tempo computacional, é interessante trabalhar com o menor número possível de cenários hidrológicos, o que pode não ser suficiente para caracterizar bem o processo estocástico em questão. Desta forma, o modelo GEVAZP utiliza o método de Amostragem Seletiva (AS), que possibilita representar, de forma adequada, o processo estocástico de vazões/energias com um reduzido número de cenários.
O método AS consiste em aplicar técnicas de agregação a um grande número de cenários hidrológicos gerados, de forma a escolher um conjunto representativo a partir da amostra original de cenários. Esse conjunto representativo de cenários hidrológicos conterá toda a informação necessária para representar o processo estocástico de vazões/energias, uma vez que são obtidos por um agrupamento de cenários semelhantes e possuem características similares aos demais componentes do grupo em que estão localizados.
Existem vários tipos de usinas, sendo classificadas pelo seu combustível utilizado:
Usina Termoelétrica a óleo: São termoelétricas que, para aquecer a água e transformá-la no vapor que moverão as pás da turbina, queimam óleo em suas caldeiras. O óleo mais utilizado para esse fim é o Óleo Diesel, constituído basicamente por hidrocarbonetos.
Usina Termoelétrica a gás: Usa gás natural como o combustível para alimentar uma turbina de gás. Os gases produzem uma alta temperatura através da queima, e são usados para produzir o vapor para mover uma segunda turbina, e esta por sua vez de vapor. A diferença da temperatura, que é produzida com a combustão dos gases liberados, torna-se mais elevada do que uma turbina do gás e por vapor, portanto os rendimentos obtidos são superiores, da ordem de 55%.
Usina Termoelétrica a carvão: A energia vem para a usina como "carvão", onde seus elementos constituintes combinam-se com o oxigênio do ar e, assim, nesse processo denominado combustão converte a energia química em energia térmica. Uma certa porcentagem desta energia térmica é transferida para a caldeira e produz vapor. A expansão do vapor nos cilindros da máquina ou nos injetores e palhetas da turbina, transformam a energia térmica do vapor em energia mecânica, que é usada para acionar o gerador elétrico, o qual, converte uma grande proporção da energia mecânica que recebe, em energia elétrica.
Usina Termoelétrica nuclear: O vapor é produzido num vaso de pressão chamado gerador de vapor, que é aquecido indiretamente pela água que resfria um reator nuclear. No reator se processa uma reação de fissão decorrente do choque de nêutrons com o núcleo de átomos de urânio que se partem provocando uma grande liberação de energia térmica.
Este sistema, chamado de primário, fica a alta pressão e temperatura, sendo que uma bomba faz o resfriamento do interior do reator por fazer esta água circular de onde se processa a reação nuclear até o gerador de vapor onde esta água cede energia térmica por condução, através dos vários tubos em que se bifurca a linha de resfriamento do reator para aumentar a área de transferência.
A água do gerador de vapor, que é o sistema secundário, se aquece até vaporizar-se. Este vapor movimentará a turbina.
Tipos de Turbinas:Turbina a gás: A dilatação dos gases resultantes da queima do combustível ativa a turbina a gás, a qual está diretamente acoplada ao gerador onde é transformada em potência elétrica.
Turbina a vapor: funciona tal qual uma Usina Termelétrica convencional, todavia, a mudança da água em estado liquido para vapor é feita a partir do reaproveitamento do calor dos gases da turbina a gás, os quais recuperam o calor na caldeira.
A perda hidráulica é definida de acordo com os detalhes construtivos (geometria, tipo de material, inclinação, etc) do conduto forçado que leva a água do reservatório para as turbinas. A perda hidráulica pode ser disponibilizada no banco de dados ou em metros ou em percentual. No banco de dados existe outro campo, denominado Tipo de Perda Hidráulica, que ser dado em metros ou em percentual.
A Tabela mostra a perda hidráulica de algumas usinas do Sistema Interligado Nacional.
No trajeto da água pelo reservatório até a barragem há uma inclinação (remanso) da superfície da água, que varia conforme as vazões aumentam.
Usinas hidrelétricas com curva de remanso muita acentuadas podem produzir resultados catastróficos.