2.4.5 Under-relaxed Iterative Procedure
Para ter em consideração a não-linearidade do efeito da queda, uma abordagem alternativa passa pela implementação de um processo iterativo onde, a cada iteração, a queda é considerada constante, mas vai sendo atualizada. Este método tem a grande vantagem de permitir chegar à solução de um problema complexo resolvendo um problema mais simples (Simplified Hydro Scheduling Problem(SHSP)) em cada iteração, possibilitando assim a consideração de sistemas hídricos de maiores dimensões e com mais variáveis. Quando comparado com modelos utilizando métodos não-lineares, obtêm-se em geral tempos de cálculo mais reduzidos [10][9].
Um dos inconvenientes desta técnica é a necessidade de garantir a convergência do processo iterativo através da definição de um parâmetro de sub-relaxação que torna este problema case dependent e o sucesso da otimização dependente em parte da experiência do programador na escolha deste parâmetro. Este método encontra-se aplicado em vários trabalhos em que os autores reportam a obtenção de resultados muito satisfatórios [10][22]. O algoritmo construído neste trabalho, e que se apresenta nos capítulos subsequentes, terá por base esta técnica [9].
2.5
Horizonte Temporal
É fundamental ter em conta o horizonte temporal do planeamento, já que todas as decisões tomadas no presente irão afetar significativamente as condições futuras de exploração. Os projetos de exploração dos sistemas hídricos podem abranger duas escalas temporais, sendo estas descritas como planeamento a:
• curto prazo – abrange um horizonte de ações futuras que vão de um dia até uma semana. As decisões são tomadas tipicamente em estádios cuja duração é de uma hora, embora resoluções inferiores (meia hora) possam ser igualmente consideradas;
• médio e longo prazo – abrange um horizonte compreendido entre alguns meses até vários anos. O período-base tem normalmente a duração de semanas ou meses, em que a constru- ção de novas centrais, reforços e modernização de outras podem ser igualmente objeto de estudo e calendarização.
Capítulo 3
Gestão da Operação de Centrais
Hidroelétricas
3.1
Considerações gerais
A exploração de aproveitamentos hidroelétricos e a otimização da sua operação resultam num problema bastante complexo, uma vez que é necessário prever certas grandezas, podendo ser afe- tado por incertezas e risco. Para além de ser necessário considerar as decisões operacionais e o impacto destas nas restantes centrais, há que ter em conta a imprevisibilidade das afluências e a não-linearidade da potência destes aproveitamentos, devido à sua dependência relativamente à queda e ao caudal turbinado. Dada a complexidade do problema e sendo este um problema não- linear, ultrapassa a capacidade humana de cálculo mental, sendo necessário recorrer a ferramentas computacionais. Na Figura 3.1, apresenta-se uma fotografia do interior da central de Frades loca- lizada no Rio Rabagão.
Figura 3.1: Fotografia do interior da central de Frades [22].
Quanto à altura da sua queda, existem três tipos de centrais hidroelétricas: centrais de alta queda (altura de queda superior a 200 metros ou 400 metros, segundo alguns autores), centrais de
média queda (altura de queda entre os 20 e os 200 metros) e centrais de pequena queda (altura de queda inferior a 20 metros). Quanto à sua capacidade de regularização, podem distinguir-se dois tipos de centrais: centrais de albufeira e centrais a fio-de-água [45].
O circuito hidráulico comum de uma central hidroelétrica possui vários constituintes: câmara de pressão, chaminé de equilíbrio, condutas forçadas, câmara das turbinas, difusor, canal de des- carga, comportas e turbinas. Numa central hídrica, a turbina é o elemento primário que, em conjunto com o gerador, produz energia elétrica [23].
A regularização de um aproveitamento hidroelétrico refere-se à capacidade que uma barragem tem na gestão dos níveis de água na sua albufeira. Para cada aproveitamento hídrico pode ser definido o seu índice de regularização específica (Re) que é dado pelo quociente entre a capacidade
útil da albufeira e o seu caudal integral anual (3.1) [45].
Re=
Capacidadeutil da albu f eira´
Caudal integral anual (3.1)
Quando se fala de centrais com bombagem referimo-nos tipicamente a centrais de albufeira dotadas de grupos turbina–bomba que permitem turbinar mais do que uma vez a mesma água. Em muitos casos, existe, a jusante da central principal, uma barragem que possibilita a retenção da água saída das turbinas, como sucede, por exemplo, no Escalão de Jusante do Baixo Sabor. O movimento de rotação da turbina (a funcionar como bomba) permite elevar a água do reservatório de jusante para o de montante, para que esta possa ser novamente turbinada [45]. Este processo de bombagem-turbinamento implica necessariamente perdas energéticas, visto que os rendimentos das turbinas são sempre inferiores à unidade. Contudo pode permitir ganhos económicos, caso se bombe em horas de preços mais baixos e se turbine em horas de preços mais elevados. Para que o processo de bombagem seja rentável do ponto de vista financeiro, a razão entre os preços de venda de energia e os preços de compra tem de respeitar uma condição matemática que depende dos rendimentos de turbinamento e de bombagem, como se explicará mais à frente neste capítulo.
Os três principais tipos de turbinas são os seguintes: turbina Pelton (turbina de ação, não imersa no fluído turbinado, usada em centrais de alta queda e baixo caudal), turbina Francis (tur- bina de reação, trabalha no seio do fluido turbinado, usada em aproveitamentos de média ou baixa queda) e turbina Kaplan (usada em aproveitamentos de baixa queda e elevado caudal, é uma tur- bina de reação que se diferencia da Francis por apresentar menor número de pás, com inclinação regulável e em forma de hélice). As turbinas de hélice são um tipo de turbina de reação, adequa- das para a operação sob queda baixa e caudais elevados. Não sendo reguláveis, permitem pouca variação no caudal turbinado, com uma construção mais simples, robusta e mais baratas requerem menor manutenção do que as Kaplan [45][46].