Os desafios urbano e ambientais da Microbacia do Lageado no Itaim Paulista

This article presents the urban environmental challenges of the Lageado stream Microbasin in Itaim Paulista, east of São Paulo. It is a highly urbanized area with medium and low standard buildings and precarious settlements in risky areas. Many flooding points are concentrated in the Microbasin's outflow. Based on the climate action policy of the city of São Paulo, we discuss the potential of hydrological modeling for a local action within the Lab Itaim Paulista Laboratory of Urban Policy and Local Planning at Universidade São Judas Tadeu.Este artículo presenta los desafíos ambientales urbanos de la microcuenca del arroyo Lageado en Itaim Paulista, al este de São Paulo. Es una zona muy urbanizada con edificaciones de nivel medio y bajo y asentamientos precarios en zonas de riesgo. Muchos puntos de inundación se concentran en el desagüe de la microcuenca. A partir de la política de acción climática de la ciudad de São Paulo, discutimos el potencial de la modelización hidrológica para una acción local dentro del Laboratorio Itaim Paulista de Política Urbana y Planificación Local de la Universidade São Judas Tadeu.Este artigo apresenta os desafios urbano ambientais da Microbacia do ribeirão do Lageado no Itaim Paulista zona leste de São Paulo. Trata-se de uma área altamente urbanizada com edificações de padrão médio e baixo e assentamentos precários em áreas de risco. No exutório da Microbacia concentra-se muitos pontos de alagamento. Com base na política de ação climática da cidade de São Paulo discutimos as potencialidades da modelagem hidrológica para uma ação local no âmbito das atividades do Lab Itaim Paulista Laboratório de Política Urbana e Planejamento Local da Universidade São Judas Tadeu

Evolution of storage capacity in the brazilian hydropower system.

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

Minimum outflow limits and hydropower systems operation planning

O Sistema Interligado Nacional (SIN) é um sistema hidrotérmico de grande porte que atende quase a totalidade da energia elétrica utilizada no Brasil. Nos últimos vinte anos, em média, 85% da eletricidade gerada proveio de hidrelétricas, com participação térmica e eólica crescentes. A combinação de eventos mais severos de seca, não estacionariedade das vazões, incremento nos usos consuntivos e requisitos elevados de vazões regularizadas resultam muitas vezes em infactibilidades da solução, especialmente quando as usinas são tratadas de maneira individualizada nos modelos de otimização. O modelo HIDROTERM utiliza a programação não linear (PNL) com usinas individualizadas para o planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos de grande porte como o SIN. Este trabalho apresenta uma forma alternativa de tratamento das restrições de vazões mínimas no modelo HIDROTERM, modificando sua função objetivo e restrições de modo a incorporar penalização econômica ao não atendimento das restrições de mínima defluência. Ao utilizar-se desta estratégia, o modelo atenderá a restrição sempre que possível e dará tratamento adequado quando o pleno atendimento dela não for viável, reduzindo significativamente infactibilidades em sua execução. Adicionalmente, neste trabalho também é apresentada uma análise das problemáticas inerentes à operação do SIN: avaliação da qualidade dos dados de entrada (polinômios de jusante, por exemplo), impactos da não estacionariedade de afluências e o incremento dos conflitos pelo uso da água armazenada e a quantificação do impacto de diferentes restrições operativas na modelagem da operação dos reservatórios do SIN.The Brazilian interconnected power system consists in a large hydrothermal power system that meets almost the entire Brazilian electricity demand. On average, in the last twenty years, about 85% of electricity has been generated by hydropower plants, with increasingly more thermal and wind power generation. The combination of severe drought events, non-stationarity of inflows, an increase of consumption figures and high minimum outflows limits had led to infeasibilities on solving optimization models, especially when the hydropower plants are considered individually. HIDROTERM model uses nonlinear programming technique (NPL) and individualized hydropower plants on hydropower systems operation planning, such as the Brazilian. This PhD thesis presents an alternate way of dealing with minimum outflows limits on HIDROTERM model, by modifying its objective function and constraints. When using this strategy, the model will meet the restriction whenever possible, giving adequate treatment when full compliance with it is not feasible, significantly reducing the occurrence of infeasibilities in its execution. Furthermore, this PhD thesis also presents an analysis of the problems inherent to the operation of the Brazilian hydrothermal system: an evaluation of the quality of the input data (for instance, tailrace level polynomials), impacts of non-stationary inflows and increasingly water conflicts with a quantification of the impact of different operational constraints on modeling the Brazilian hydropower plants reservoirs