Avaliação dos benefícios de previsões de vazão na operação de reservatórios

Abstract

O primeiro trabalho da seqüência apresentou uma metodologia de otimização da operação de um reservatório com base na previsão de vazão. Nesse trabalho foram avaliados os benefícios da previsão de vazão afluente de curto e longo prazo, na operação de um reservatório com dois usos conflitantes: geração de energia e controle de cheias. A simulação da operação do reservatório foi realizada com base em dois tipos de modelos para avaliar os benefícios da previsão. Um modelo de operação sem previsão e outro com previsão de vazão afluente. Regras de operação simples, na forma de curvas-guia lineares, foram utilizadas nos casos de operação com e sem previsão de vazões afluentes. As curvas-guia foram otimizadas através de uma técnica de parametrização, simulação e otimização utilizando um algoritmo evolucionário. A metodologia foi aplicada a um problema baseado nos dados do reservatório de Três Marias, no Rio São Francisco. Para avaliar o potencial benefício das previsões de vazão na operação do reservatório, foram realizados testes considerando as vazões afluentes observadas como -previsões perfeitas de vazão-. Os resultados com previsões perfeitas de vazão mostram que pode haver um benefício relativo (incremento na geração de energia) de até 8%, se forem utilizadas previsões de vazão de longo prazo com dois meses de antecedência, e se a operação for planejada com essa mesma antecedência no caso analisado. A operação baseada em previsões de prazos ou horizontes mais curtos apresenta benefícios inferiores, mas ainda assim significativos. Por exemplo, a previsão perfeita de vazão com freqüência semanal e horizonte de 12 dias pode trazer um benefício de aproximadamente 4,45%. Esses benefícios foram obtidos com o mesmo desempenho no controle de cheias. Posteriormente foram realizados testes utilizando previsões de vazão de curto prazo obtidas a partir de previsões quantitativas de chuvas. Os benefícios obtidos com essas previsões são inferiores aos benefícios obtidos com as previsões perfeitas de curto prazo, como era esperado. Entretanto, representam valores superiores a 50% dos benefícios que seriam esperados com a previsão perfeita (vazões observadas). Os resultados obtidos são promissores e mostram que há vantagens evidentes na utilização de previsões quantitativas de chuva para se obter previsões de vazão na operação de reservatórios com usos múltiplos.

This study assesses incremental benefits that might be obtained from the use of short-term and long-term streamflow forecasts in the operation of a multipurpose reservoir focusing on two water uses: flood control and power generation. The Três Marias dam, in the São Francisco river basin, was selected for study, primarily because of the availability of short-term streamflow forecast data from previous work. This streamflow forecast was estimated with a distributed hydrological model that uses a combination of observed precipitation and quantitative precipitation forecast generated by an ETA regional model as input data, and it will here be referred to as real short-term forecast. In order to quantify the benefits of forecasts, two simulation models of reservoir operation were used. The first model defines reservoir operation without using forecasts. Meanwhile, the second model considers available forecasts in the reservoir operation. The time step used in simulation was one day. Operation rules, in the form of linear rule-curves were used in reservoir operation with and without forecast. The rule-curves were optimized through a parameterization, simulation and optimization approach with an evolutionary algorithm. Results with “perfect” forecasts (considering observed flows as a forecast) show that an 8% improvement in hydropower generation can occur if long-term forecasts are considered with a two-month horizon, and if the operation is set very early in advance. The operation based on short-term forecasts has less benefits, but they are still significant. For instance, a short-term forecast with a 12-day lead time performed weekly has an incremental hydropower generation of 4.45%. Those benefits were achieved without loss of flood control performance. The benefits achieved with real short-term forecasts were lower than those with perfect short-term forecasts, as expected. However, benefits were still achieved with the real short-term forecasts, that could be 50% higher than those expected with the perfect flow forecasts and, consequently, the reduction of increased benefit is relatively small in the period analyzed. Results are promising and show clear advantages in using quantitative precipitation forecasts to perform streamflow forecasts in multipurpose reservoir operation.