Análise em Regime Permanente dos Impactos da Inserção de Energia Proveniente da Micro e Minigeração Distribuída Fotovoltaica no Sistema da Região Sul do Brasil

Abstract

Tendo em vista o aumento da Micro e Minigeração Distribuída (MMGD) na região Sul, o estudo do impacto que essa geração tem na operação sistema elétrico se faz necessário. Neste estudo, é feita uma análise da inserção da geração oriunda de dez cidades com elevadas potências instaladas de MMGD fotovoltaicas do Sul do país, sendo a capacidade de geração em cada cidade representada por usinas fotovoltaicas (UFV) equivalentes. A geração fotovoltaica de cada usina equivalente é calculada a partir de dados de temperatura e irradiância fornecidos pelo Instituto Nacional de Meteorologia (INMET), empregando-se o modelo dos cinco parâmetros para a célula fotovoltaica. O sistema de transmissão Sul é representado por um sistema equivalente de 38 barras, formado por linhas de 525, 230 e 138 kV. O estudo é feito tendo como base para os dados climáticos um dia de inverno e um de verão, no ano de 2023. A simulação é feita usando um programa computacional que soluciona o Fluxo de Potência Ótimo, para que assim seja possível analisar indicadores como tensões nas barras de geração, a contribuição dos geradores do sistema, o fluxo de potência entre as áreas e suas perdas e as perdas nas linhas de transmissão.

With the increase of Micro- and Mini-Distributed Generation (MMDG) in the Brazilian Southern region, it becomes necessary to analyze the impact of such generation of the operation of the power system. This study analyzes the integration of generation from ten cities with high installed capacity of photovoltaic MMDG in the South of Brazil, using equivalent photovoltaic plants (UFV). The photovoltaic generation of each equivalent plant is obtained using a five-parameter model to represent the photovoltaic cell and using temperature and irradiance data provided by the National Institute of Meteorology (INMET). The Southern system transmission is represented by an equivalent system of 38 buses, consisting of 525, 230, and 138 kV lines. The analysis is based on climatic data from one winter day and one summer day in 2023. The simulation is conducted using a computational program that solves the Optimal Power Flow, allowing the analysis of indicators such as voltage at generation buses, the contribution of system generators, power flow between areas and their losses, as well as losses in transmission lines.