Smoke aerosol plumes generated during the biomass burning season in Brazil suffer long-range transport, resulting in large aerosol optical depths over an extensive domain. As a consequence, downward surface solar irradiance, and in particular the direct component, can be significantly reduced. Accurate solar energy assessments considering the radiative contribution of biomass burning aerosols are required to support Brazil’s solar power sector. This work presents the 2nd generation of the radiative transfer model BRASIL-SR, developed to improve the aerosol representation and reduce the uncertainties in surface solar irradiance estimates in cloudless hazy conditions and clean conditions. Two numerical experiments allowed to assess the model’s skill using observational or regional MERRA-2 reanalysis AOD data in a region frequently affected by smoke. Four ground measurement sites provided data for the model output validation. Results for DNI obtained using δ-Eddington scaling and without scaling are compared, with the latter presenting the best skill in all sites and for both experiments. An increase in the relative error of DNI results obtained with δ-Eddington optical depth scaling as AOD increases is evidenced. For DNI, MBD deviations ranged from −2.3 to −0.5%, RMSD between 2.3 and 4.7% and OVER between 0 and 5.3% when using in-situ AOD data. Overall, our results indicate a good skill of BRASIL-SR for the estimation of both GHI and DNI.
Several studies show the effects of lake breezes on cloudiness over natural lakes and large rivers, but only few contain information regarding large flooded areas of hydroelectric dams. Most Brazilian hydropower plants have large water reservoirs that may induce significant changes in the local environment. In this work, we describe the prevailing breeze mechanism in a Brazilian tropical hydropower reservoir to assess its impacts on local cloudiness and incoming surface solar irradiation. GOES-16 visible imagery, ISCCP database products, and ground measurement sites operated by INMET and LABREN/INPE provided data for the statistical analysis. We evaluate the cloudiness frequency assuming two distinct perspectives: spatial distribution by comparing cloudiness over the water surface and areas nearby its shores, and time analysis by comparing cloudiness prior and after reservoir completion. We also evaluated the solar irradiance enhancement over the water surface compared to the border and land areas surrounding the hydropower reservoir. The results pointed out daily average cloudiness increases moving away from the reservoir in any of the four cardinal directions. When looking at the afternoon-only cloudiness (14 h to 16 h local time), 4% fewer clouds were observed over the flooded area during summer (DJF). This difference reaches 8% during autumn (MAM) and spring (SON). Consequently, the irradiance enhancement at the water surface compared to external areas was around 1.75% for daily average and 4.59% for the afternoon-only average. Our results suggest that floating solar PV power plants in hydropower reservoirs can be an excellent option to integrate both renewable energy resources into a hybrid power generation due to the high solar irradiance in Brazilian territory combined with the prevailing breeze mechanism in large tropical water reservoirs.
O Brasil possui um grande potencial de geração de energia solar devido aos elevados níveis de irradiação na maior parte do seu território. O crescimento esperado da participação da fonte solar na matriz energética demanda um maior entendimento de qual será sua variabilidade temporal e espacial, em especial em relação à disponibilidade atual e de possíveis impactos das mudanças do clima. Neste sentido, este estudo tem por objetivo avaliar o impacto das mudanças climáticas sobre o recurso solar brasileiro, estimando alterações tanto na disponibilidade média quanto no perfil sazonal do recurso. Foram produzidos dados climatológicos de totais diários de irradiação global horizontal, que serviram como referência na remoção do viés dos resultados de modelos climáticos. Esta remoção foi realizada através de técnicas estatísticas, considerando uma avaliação do seu erro no período histórico e partindo da premissa que os processos radiativos não sofrem alterações nas condições de cenários futuros de clima e, portanto, os desvios das estimativas produzidas pelos modelos não se alteram significativamente. As análises foram realizadas a partir das simulações para os cenários RCP’s 4.5 (intermediário) e 8.5 (pessimista), divididas em três horizontes temporais - 2006-2040, 2040-2070 e 2070-2099. Os resultados indicaram padrões espaciais da variação do recurso solar. Estes resultados são bastante relevantes pois afetam regiões hoje exploradas para a geração solar e indicam a necessidade de se buscar ações focadas no comportamento futuro dos recursos, subsidiando políticas de planejamento que já estão em andamento. Além disso, reforçam a contribuição desses estudos para o planejamento da expansão do setor, em especial vislumbrando estratégias de adaptação do parque gerador durante a transição para fontes de energia mais dependentes do clima.
Um dos principais desafios apontados para o futuro passa pela redução da dependência de combustíveis fósseis, apostando em um aumento da integração e aproveitamento energético de recursos renováveis. A integração em grande escala de fontes de energia renovável intermitentes nos sistemas elétricos é um grande desafio e já vem sendo enfrentado por países como Alemanha, Espanha, Portugal e Itália. Outros países devem se juntar a estes nos próximos anos, incluindo o Brasil. A energia solar que incide na superfície terrestre varia principalmente devido à presença de nebulosidade, tendo uma grande influência na produção de energia elétrica a partir das tecnologias de aproveitamento do recurso solar. Dado o caráter intermitente da produção de uma central solar, torna-se necessário o desenvolvimento de ferramentas que permitam a integração bem-sucedida destas centrais na rede elétrica e possibilitem apoiar o operador do sistema na tomada de decisões com vista a atenuar o impacto negativo das variações rápidas da produção das centrais solares. Existem duas abordagens básicas para a realização de previsão do recurso solar. Uma delas baseia-se nos modelos numéricos de previsão do tempo (previsão numérica de tempo - PNT). Estes modelos inferem o local da formação da nuvem através de modelagem da dinâmica da atmosfera. A outra abordagem consiste em projetar a posição e o impacto futuro da nebulosidade a partir do movimento estimado das nuvens a partir de observações com uso de satélites ou a partir de instrumentos apropriados instalados em superfície. O presente trabalho tem por meta o desenvolvimento e avaliação de uma metodologia para previsão de irradiação solar na superfície utilizando CMV (modelo de previsão do movimento da nuvem). A proposta visa implantar uma metodologia e reduzir incertezas das estimativas das previsões usando o modelo de transferência radiativa Brasil-SR usando como dados de entrada o algoritmo CMV. Os resultados mostram que à medida que aumentamos o horizonte de previsão o modelo tende a aumentos as incertezas das previsões.
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