No Brasil, cerca de dois terços da capacidade total instalada de geração de energia elétrica e, em média nos últimos quinze anos, aproximadamente 90% da geração efetiva provêm das hidrelétricas. Este sistema inclui 170 usinas hidrelétricas de médio e grande porte existentes ou previstas até 2023, aproximadamente dois terços delas com capacidade de regularizar vazões e todas operando de maneira interligada. Restrições ambientais, técnicas, sociais e econômicas tem dificultado cada vez mais a implantação de empreendimentos hidráulicos contendo reservatórios de grande porte, tornando a maioria dos novos empreendimentos a fio d´água. Para compreender melhor o processo, este trabalho apresenta um levantamento da evolução anual da capacidade instalada e de armazenamento do sistema desde 1950 até a expansão prevista nos próximos 8 anos, em 2023. Os dados da década de 2000 e a previsão até 2023 de forma ainda mais acentuada indicam uma redução continua e significativa da capacidade relativa de regularização, com impacto direto nas decisões de operação e de expansão do sistema térmico complementar. A fim de avaliar as possíveis consequências da redução da capacidade de regularização, simulações foram realizadas no modelo HIDROTERM (ZAMBON et al. 2012); os resultados apontam para uma necessidade de ser complementar continuamente a energia hídrica, não só em períodos hidrologicamente desfavoráveis. / In Brazil, about two-thirds of electricity installed capacity and over the last fifteen years, on average 90% of energy consumed has come from hydropower generation. The hydro system includes 170 medium and large hydropower plants in integrated operation today or planned to be operational by the end of 2023, about two-thirds of them have large storage capacities to regulate flows. Environmental, technical, social and economic constraints have made it increasingly difficult to project and build new reservoirs with large storage capacities. As a result, newly built hydropower plants are mostly the run-of-river type. To better understand the process, this paper presents a historical survey of the installed capacity of hydropower and storage capacity of the system since 1950 and extends to the planned expansion over the next eight years, through 2023. Data from 2000 and projections through 2023 indicate a significant reduction of relative regulating capacity, which has a direct impact on decisions regarding operation and expansion of the complementary thermal system. In order to assess the possible consequences of the reduction in regulating capacity, simulations were performed on HIDROTERM model (ZAMBON et al. 2012); the simulation results point to a continuous need for complementing the hydropower generation, not only on hydrologically unfavorable years.

No Brasil, cerca de dois terços da capacidade total instalada de geração de energia elétrica e, em média nos últimos quinze anos, aproximadamente 90% da geração efetiva provêm das hidrelétricas. Este sistema inclui 170 usinas hidrelétricas de médio e grande porte existentes ou previstas até 2023, aproximadamente dois terços delas com capacidade de regularizar vazões e todas operando de maneira interligada. Restrições ambientais, técnicas, sociais e econômicas tem dificultado cada vez mais a implantação de empreendimentos hidráulicos contendo reservatórios de grande porte, tornando a maioria dos novos empreendimentos a fio d´água. Para compreender melhor o processo, este trabalho apresenta um levantamento da evolução anual da capacidade instalada e de armazenamento do sistema desde 1950 até a expansão prevista nos próximos 8 anos, em 2023. Os dados da década de 2000 e a previsão até 2023 de forma ainda mais acentuada indicam uma redução continua e significativa da capacidade relativa de regularização, com impacto direto nas decisões de operação e de expansão do sistema térmico complementar. A fim de avaliar as possíveis consequências da redução da capacidade de regularização, simulações foram realizadas no modelo HIDROTERM (ZAMBON et al. 2012); os resultados apontam para uma necessidade de ser complementar continuamente a energia hídrica, não só em períodos hidrologicamente desfavoráveis. / In Brazil, about two-thirds of electricity installed capacity and over the last fifteen years, on average 90% of energy consumed has come from hydropower generation. The hydro system includes 170 medium and large hydropower plants in integrated operation today or planned to be operational by the end of 2023, about two-thirds of them have large storage capacities to regulate flows. Environmental, technical, social and economic constraints have made it increasingly difficult to project and build new reservoirs with large storage capacities. As a result, newly built hydropower plants are mostly the run-of-river type. To better understand the process, this paper presents a historical survey of the installed capacity of hydropower and storage capacity of the system since 1950 and extends to the planned expansion over the next eight years, through 2023. Data from 2000 and projections through 2023 indicate a significant reduction of relative regulating capacity, which has a direct impact on decisions regarding operation and expansion of the complementary thermal system. In order to assess the possible consequences of the reduction in regulating capacity, simulations were performed on HIDROTERM model (ZAMBON et al. 2012); the simulation results point to a continuous need for complementing the hydropower generation, not only on hydrologically unfavorable years.

Este trabalho apresenta o desenvolvimento de um Sistema de Suporte a Decisão (SSD) para o planejamento operacional de sistemas hidrotérmicos de grande porte formados por um conjunto de usinas hidrelétricas e termelétricas, operados para geração e atendimento a demandas de energia elétrica. São consideradas também outras fontes de geração de energia, a expansão do sistema, transposições, usos múltiplos da água e restrições ambientais. O SSD integra um banco de dados com informações sobre o sistema hidrotérmico, uma interface gráfica para facilitar a edição dos dados e visualização dos resultados e os modelos de simulação e otimização. Os modelos do SSD chamado HIDROTERM baseiam-se na programação não linear (PNL). Nas diversas aplicações feitas do SSD com dados do Sistema Interligado Nacional (SIN), formado por 4 subsistemas e 128 usinas hidrelétricas ativas, foram obtidos resultados bastante satisfatórios demonstrando diversos avanços em relação ao modelo SISOPT de Barros et al. (2003), com destaque para a velocidade de processamento, o porte de sistemas aos quais o modelo pode ser aplicado e a representação bem mais completa do sistema hidrotérmico. Além do planejamento da operação do sistema hidrotérmico, o SSD pode ser aplicado também para diagnósticos do sistema existente, análises de impacto de mudanças em regras operacionais e de usos múltiplos da água, planejamento e avaliação de alternativas de expansão. / This paper presents the development of a Decision Support System (DSS) for the operational planning of large-scale hydrothermal systems formed by a series of hydroelectric and thermoelectric power plants, operated for the production and service demands for energy. Other sources of energy production, the expansion of the system, water transfers, multiple uses of water and environmental constraints are also considered. The DSS integrates a database with information of the hydrothermal system, a graphical interface to facilitate the editing of the data and display the results and the simulation and optimization models. The models of the called DSS HIDROTERM are based on the non-linear programming (NLP). In several applications made with the DSS with data for the Brazilian Hydrothermal System, formed by 4 subsystems and 128 active hydroelectric plants, very satisfactory results were obtained demonstrating various advances in relation to the model SISOPT from Barros et al. (2003), with emphasis on the processing speed, the size of systems to which the model can be applied and in a much more complete representation of the hydrothermal system. In addition to the planning of the operation of the hydrothermal system, the DSS can be applied also to the existing system diagnoses, analyses the impact of changes in operating rules and of multiple uses of water, planning and evaluation of expansion alternatives.

Este trabalho trata da avaliação dos impactos que os múltiplos usos da água causam à operação dos reservatórios de uma bacia hidrográfica para a geração de energia elétrica. Apresenta-se o equacionamento do modelo HIDRO, desenvolvido em linguagem GAMS para tratamento de problemas de otimização em Programação Não Linear, cuja função objetivo inclui variáveis relacionadas não somente à geração de energia, como também ao fornecimento de água aos diversos usos do recurso hídrico tratados no problema. A aplicação do modelo é feita para a bacia do rio São Francisco, localizada entre as regiões Sudeste e Nordeste do Brasil, que conta com uma capacidade instalada de 10,7 GW em suas usinas hidrelétricas, as quais também realizam operações de controle de cheia. A região apresenta um expressivo uso consuntivo do recurso hídrico, principalmente voltado à irrigação de culturas, além de abastecimento humano e criação animal. Dentre os usos não consuntivos, têm-se a navegação e a conservação ambiental. Uma vez que grande parte da bacia é marcada por escassez hídrica, a operação de seu sistema de reservatórios vem sendo questionada no que se refere ao gerenciamento dos recursos hídricos. São avaliados os índices de atendimento da demanda de energia e da demanda hídrica para cenários de baixa afluência aos reservatórios. As relações de troca entre energia, uso consuntivo e conservação ambiental são avaliadas, levando-se em conta, também, os efeitos decorrentes da transposição das águas do São Francisco para o Nordeste Setentrional. As perdas na geração de energia decorrentes do aumento da demanda hídrica e do aumento da demanda ambiental são avaliadas. São estimados os custos relacionados às perdas na geração de energia se as demandas consuntivas atingirem o valor outorgado na bacia pelo Poder Público, valor este que não consegue ser plenamente atendido. O modelo proposto pode ser aplicado a quaisquer bacias hidrográficas com múltiplos usos do recurso hídrico. / This research presents a study conducted to evaluate the impacts of the hydroelectric power plants operation caused by the multipurpose uses of water resources. There are many conflicts involved in the operation of a reservoir system mainly due to competitive uses of water. That is the case of São Francisco River, located between the Southeast and Northeast regions of Brazil. The hydro system in this region has an installed capacity of 10.7 GW and supports 13% of the Brazilian hydro electrical power. Due to the scarcity of water in this region, the operation of this system has been questioned in the last few years. The competitive uses of water in this region are water supply, irrigation and animal raising. The non-consumptive uses of water are navigation and environmental protection. The electrical sector is planning to review the reservoir operation rules in order to attend these demands. The study was conducted by applying the HIDRO model, which is an optimization PNL model developed with GAMS software that maximizes hydropower production. A new objective function was added to the HIDRO model in order to consider the treatment of energy and water demands the both. The trade-offs among energy, consumptive uses and environment protection are presented. The lack of energy due the increasing water demand implies costs which are evaluated according to some demand scenarios and different scarcity historical periods. Also the effect due the operation of the water transfer system from São Francisco to the neighboring basins is considered.

Este trabalho trata da avaliação dos impactos que os múltiplos usos da água causam à operação dos reservatórios de uma bacia hidrográfica para a geração de energia elétrica. Apresenta-se o equacionamento do modelo HIDRO, desenvolvido em linguagem GAMS para tratamento de problemas de otimização em Programação Não Linear, cuja função objetivo inclui variáveis relacionadas não somente à geração de energia, como também ao fornecimento de água aos diversos usos do recurso hídrico tratados no problema. A aplicação do modelo é feita para a bacia do rio São Francisco, localizada entre as regiões Sudeste e Nordeste do Brasil, que conta com uma capacidade instalada de 10,7 GW em suas usinas hidrelétricas, as quais também realizam operações de controle de cheia. A região apresenta um expressivo uso consuntivo do recurso hídrico, principalmente voltado à irrigação de culturas, além de abastecimento humano e criação animal. Dentre os usos não consuntivos, têm-se a navegação e a conservação ambiental. Uma vez que grande parte da bacia é marcada por escassez hídrica, a operação de seu sistema de reservatórios vem sendo questionada no que se refere ao gerenciamento dos recursos hídricos. São avaliados os índices de atendimento da demanda de energia e da demanda hídrica para cenários de baixa afluência aos reservatórios. As relações de troca entre energia, uso consuntivo e conservação ambiental são avaliadas, levando-se em conta, também, os efeitos decorrentes da transposição das águas do São Francisco para o Nordeste Setentrional. As perdas na geração de energia decorrentes do aumento da demanda hídrica e do aumento da demanda ambiental são avaliadas. São estimados os custos relacionados às perdas na geração de energia se as demandas consuntivas atingirem o valor outorgado na bacia pelo Poder Público, valor este que não consegue ser plenamente atendido. O modelo proposto pode ser aplicado a quaisquer bacias hidrográficas com múltiplos usos do recurso hídrico. / This research presents a study conducted to evaluate the impacts of the hydroelectric power plants operation caused by the multipurpose uses of water resources. There are many conflicts involved in the operation of a reservoir system mainly due to competitive uses of water. That is the case of São Francisco River, located between the Southeast and Northeast regions of Brazil. The hydro system in this region has an installed capacity of 10.7 GW and supports 13% of the Brazilian hydro electrical power. Due to the scarcity of water in this region, the operation of this system has been questioned in the last few years. The competitive uses of water in this region are water supply, irrigation and animal raising. The non-consumptive uses of water are navigation and environmental protection. The electrical sector is planning to review the reservoir operation rules in order to attend these demands. The study was conducted by applying the HIDRO model, which is an optimization PNL model developed with GAMS software that maximizes hydropower production. A new objective function was added to the HIDRO model in order to consider the treatment of energy and water demands the both. The trade-offs among energy, consumptive uses and environment protection are presented. The lack of energy due the increasing water demand implies costs which are evaluated according to some demand scenarios and different scarcity historical periods. Also the effect due the operation of the water transfer system from São Francisco to the neighboring basins is considered.

Este trabalho apresenta o desenvolvimento de um Sistema de Suporte a Decisão (SSD) para o planejamento operacional de sistemas hidrotérmicos de grande porte formados por um conjunto de usinas hidrelétricas e termelétricas, operados para geração e atendimento a demandas de energia elétrica. São consideradas também outras fontes de geração de energia, a expansão do sistema, transposições, usos múltiplos da água e restrições ambientais. O SSD integra um banco de dados com informações sobre o sistema hidrotérmico, uma interface gráfica para facilitar a edição dos dados e visualização dos resultados e os modelos de simulação e otimização. Os modelos do SSD chamado HIDROTERM baseiam-se na programação não linear (PNL). Nas diversas aplicações feitas do SSD com dados do Sistema Interligado Nacional (SIN), formado por 4 subsistemas e 128 usinas hidrelétricas ativas, foram obtidos resultados bastante satisfatórios demonstrando diversos avanços em relação ao modelo SISOPT de Barros et al. (2003), com destaque para a velocidade de processamento, o porte de sistemas aos quais o modelo pode ser aplicado e a representação bem mais completa do sistema hidrotérmico. Além do planejamento da operação do sistema hidrotérmico, o SSD pode ser aplicado também para diagnósticos do sistema existente, análises de impacto de mudanças em regras operacionais e de usos múltiplos da água, planejamento e avaliação de alternativas de expansão. / This paper presents the development of a Decision Support System (DSS) for the operational planning of large-scale hydrothermal systems formed by a series of hydroelectric and thermoelectric power plants, operated for the production and service demands for energy. Other sources of energy production, the expansion of the system, water transfers, multiple uses of water and environmental constraints are also considered. The DSS integrates a database with information of the hydrothermal system, a graphical interface to facilitate the editing of the data and display the results and the simulation and optimization models. The models of the called DSS HIDROTERM are based on the non-linear programming (NLP). In several applications made with the DSS with data for the Brazilian Hydrothermal System, formed by 4 subsystems and 128 active hydroelectric plants, very satisfactory results were obtained demonstrating various advances in relation to the model SISOPT from Barros et al. (2003), with emphasis on the processing speed, the size of systems to which the model can be applied and in a much more complete representation of the hydrothermal system. In addition to the planning of the operation of the hydrothermal system, the DSS can be applied also to the existing system diagnoses, analyses the impact of changes in operating rules and of multiple uses of water, planning and evaluation of expansion alternatives.

O presente estudo considera a aplicação do modelo SISAGUA de simulação matemática e de otimização para a operação de sistemas de reservatórios integrados em sistemas complexos para o abastecimento de água. O SISAGUA utiliza a programação não linear inteira mista (PNLIM) com os objetivos de evitar ou minimizar racionamentos, equilibrar a distribuição dos armazenamentos em sistemas com múltiplos reservatórios e minimizar os custos de operação. A metodologia de otimização foi aplicada para o sistema produtor de água da Região Metropolitana de São Paulo (RMSP), que enfrenta a crise hídrica diante de um cenário de estiagem em 2013-2015, o pior na série histórica dos últimos 85 anos. Trata-se de uma região com 20,4 milhões de habitantes. O sistema é formado por oito sistemas produtores parcialmente integrados e operados pela Sabesp (Companhia de Saneamento do Estado de São Paulo). A RMSP é uma região com alta densidade demográfica, localizada na Bacia Hidrográfica do Alto Tietê e caracterizada pela baixa disponibilidade hídrica per capita. Foi abordada a possibilidade de considerar a evaporação durante as simulações, e a aplicação de uma regra de racionamento contínua nos reservatórios, que transforma a formulação do problema em programação não linear (PNL). A evaporação se mostrou pouco representativa em relação a vazão de atendimento à demanda, com cerca de 1% da vazão. Se por um lado uma vazão desta magnitude pode contribuir em um cenário crítico, por outro essa ordem de grandeza pode ser comparada às incertezas de medições ou previsões de afluências. O teste de sensibilidade das diferentes taxas de racionamento em função do volume armazenado permite analisar o tempo de resposta de cada sistema. A variação do tempo de recuperação, porém, não se mostrou muito significativo. / The current study considers the mathematical simulation and optimization model SISAGUA applied to operation of complex multireservoir systems for water supply. The SISAGUA model uses mixed integer nonlinear programming (MINLP) with objectives of avoid or minimize shortages, balance storage distribution in multireservoir systems and minimize operation costs. The optimization methodology was applied in the water supply system from São Paulo Metropolitan Region, which faces a water crisis in a drought scenario in 2013-2015, the worst in the last 85 years historical series. It is a region with 20.4 million inhabitants, and the system consists of eight partially integrated supply systems operated by Sabesp (Sanitation Company of Sao Paulo State). The metropolitan region presents a high population density, located in the Upper Tiete hydrographic basin, characterized by low water availability per capita. It was discussed the possibility of considering evaporation during simulations, and the application of a continuous hedging rule in the reservoirs which modifies the mathematical formulation to nonlinear programming (NLP). Evaporation proved barely representative in relation to demand flow, with about 1% of the flow. On one hand, a flow rate of this magnitude may be considered in a critical scenario, on the other hand, this order of magnitude can be compared to the uncertainties of measurement or inflow forecasts. The sensitivity test of different rationing rates depending on the stored volume can analyze the time of response of each system. The change in recovery time, however, was not very significant.

O presente estudo considera a aplicação do modelo SISAGUA de simulação matemática e de otimização para a operação de sistemas de reservatórios integrados em sistemas complexos para o abastecimento de água. O SISAGUA utiliza a programação não linear inteira mista (PNLIM) com os objetivos de evitar ou minimizar racionamentos, equilibrar a distribuição dos armazenamentos em sistemas com múltiplos reservatórios e minimizar os custos de operação. A metodologia de otimização foi aplicada para o sistema produtor de água da Região Metropolitana de São Paulo (RMSP), que enfrenta a crise hídrica diante de um cenário de estiagem em 2013-2015, o pior na série histórica dos últimos 85 anos. Trata-se de uma região com 20,4 milhões de habitantes. O sistema é formado por oito sistemas produtores parcialmente integrados e operados pela Sabesp (Companhia de Saneamento do Estado de São Paulo). A RMSP é uma região com alta densidade demográfica, localizada na Bacia Hidrográfica do Alto Tietê e caracterizada pela baixa disponibilidade hídrica per capita. Foi abordada a possibilidade de considerar a evaporação durante as simulações, e a aplicação de uma regra de racionamento contínua nos reservatórios, que transforma a formulação do problema em programação não linear (PNL). A evaporação se mostrou pouco representativa em relação a vazão de atendimento à demanda, com cerca de 1% da vazão. Se por um lado uma vazão desta magnitude pode contribuir em um cenário crítico, por outro essa ordem de grandeza pode ser comparada às incertezas de medições ou previsões de afluências. O teste de sensibilidade das diferentes taxas de racionamento em função do volume armazenado permite analisar o tempo de resposta de cada sistema. A variação do tempo de recuperação, porém, não se mostrou muito significativo. / The current study considers the mathematical simulation and optimization model SISAGUA applied to operation of complex multireservoir systems for water supply. The SISAGUA model uses mixed integer nonlinear programming (MINLP) with objectives of avoid or minimize shortages, balance storage distribution in multireservoir systems and minimize operation costs. The optimization methodology was applied in the water supply system from São Paulo Metropolitan Region, which faces a water crisis in a drought scenario in 2013-2015, the worst in the last 85 years historical series. It is a region with 20.4 million inhabitants, and the system consists of eight partially integrated supply systems operated by Sabesp (Sanitation Company of Sao Paulo State). The metropolitan region presents a high population density, located in the Upper Tiete hydrographic basin, characterized by low water availability per capita. It was discussed the possibility of considering evaporation during simulations, and the application of a continuous hedging rule in the reservoirs which modifies the mathematical formulation to nonlinear programming (NLP). Evaporation proved barely representative in relation to demand flow, with about 1% of the flow. On one hand, a flow rate of this magnitude may be considered in a critical scenario, on the other hand, this order of magnitude can be compared to the uncertainties of measurement or inflow forecasts. The sensitivity test of different rationing rates depending on the stored volume can analyze the time of response of each system. The change in recovery time, however, was not very significant.