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Como amenizar o problema da inversão de fluxo em sistemas fotovoltaicos? 

Profissionais explicam que hoje já existem soluções que conseguem auxiliar no problema de várias formas

Autor: 24 de outubro de 2023abril 9th, 2024Brasil
6 minutos de leitura
Como amenizar o problema da inversão de fluxo em sistemas fotovoltaicos? 

Painel de discussão sobre inversão de fluxo e instalações seguras de sistemas zero-grid com baterias. Foto: Canal Solar

Com colaboração de Mateus Badra

A inversão de fluxo na rede de distribuição de energia elétrica ocorre quando a quantidade de energia elétrica injetada, proveniente da geração distribuída, é maior do que a demanda dos consumidores conectados nessa mesma rede, podendo ocasionar superação dos limites operacionais da rede. Um dos problemas mais comuns é o nível elevado de tensão que pode aparecer em alguns pontos do sistema. 

Neste ano, distribuidoras de energia com atuação em estados como São Paulo e Minas Gerais, começaram a emitir o orçamento de conexão com imposição de limitação de injeção de energia, sob a alegação de essa prática seria necessária para contornar os problemas que podem ser ocasionados pela inversão de fluxo de potência.

A medida causou receio no setor de energia solar, que passou a contabilizar prejuízos por conta da não aprovação dos pedidos de conexão de seus clientes. 

Recentemente, associações e entidades ligadas ao setor solar reuniram com uma dessas concessionárias – a Cemig (Companhia Energética de Minas Gerais) – para discutir um alinhamento técnico de modo a evitar que novas reprovações ocorram. 

Porém, até o momento não se chegou a uma solução e clientes ainda continuam recebendo orçamentos de conexão com negativas devido à inversão de fluxo, impedindo que os clientes possam gerar sua própria energia, visto que as opções apresentadas pelas concessionárias para contornar essa situação, na maioria das vezes, não são viáveis. 

Para mitigar esse problema, profissionais do setor solar explicaram no primeiro painel de discussão desta edição do Canal Conecta, que a instalação de sistema de armazenamento (baterias) surge como uma solução para contornar as reprovações de projetos de geração distribuída.

Carlos Brandão, supervisor de pesquisa e desenvolvido da Sengi, explica que a energia solar com baterias, por exemplo, consegue auxiliar no problema de várias formas possíveis. 

“Na microgeração, onde o solar e o armazenamento vão atuar com a função de grid-zero, é possível aumentar a capacidade de geração de energia num sistema fotovoltaico, absorver a energia excedente na bateria e garantir, com a própria função do sistemas híbrido, a não exportação de energia para a rede. Dessa forma, não se tem o problema de reversão de fluxo num sistema de energia solar com bateria”, explicou ele. 

“Falando de minigeração, a gente consegue enxergar a aplicação do BESS (Battery Energy Storage System) também como uma solução, porque o BESS tem a capacidade de auxiliar tanto no controle de fluxo da própria concessionária como fazer serviços ancilares, desde o controle de tensão, de frequência e de potência ativa e reativa”, ressaltou. 

Edmar Moreira, engenheiro de projetos da Hitachi Energy, destacou também durante o evento que já existem tecnologias sendo estudadas para resolver a questão do fluxo de potência. 

“A Austrália tem pesquisado sobre a possibilidade de se colocar TAPs de controle automático nas redes de distribuição, porque o grande problema da inversão do fluxo de potência é o perfil de tensão ser elevado. Então, dentro do contexto australiano estão sendo feitas pesquisas para ver se economicamente isso se pagaria. Do ponto de vista de controle isso é uma solução bem interessante para que o consumidor siga tendo acesso on grid sem depender da bateria”, destacou.  

Panorama atual

Hewerton Martins, presidente do MSL (Movimento Solar Livre), entre outras questões, trouxe para o evento um panorama geral sobre quais regiões do Brasil a inversão de fluxo tem sido utilizada pelas distribuidoras como uma justificativa para negar projetos de geração distribuída. 

Segundo o executivo, além de problemas registrados na área de concessão da Cemig, em Minas Gerais, existem hoje concessionárias atuando como esse modus operatins em São Paulo, Maranhão e Rio Grande do Sul. 

“Nós tivemos na CPFL, em São Paulo, uma situação que a princípio melhorou um pouco, mas ainda temos reprovações. Acreditamos que seja apenas algo temporário. No Maranhão está muito complicado, na região da Equatorial, e na RGE, no Rio Grande do Sul.

Melhorias necessárias

Paulo Freire, proprietário da Paiol Energia, disse, por sua vez, que o Brasil ainda tem muitas questões regulatórias a serem resolvidas e que vão muito além das distribuidoras negarem os pedidos de conexão. 

Para ele, é preciso discutir questões mais relevantes e que afetam diretamente a redistribuição de energia, como melhorias nas redes de transmissão. “As subestações ligadas e em operação, precisam ter linhas de transmissão para escoar a energia gerada. Temos que preparar melhor a infraestrutura de distribuição do país para que essa energia chegue a mais consumidores”, disse ele. 

Soluções para o mercado

Adriano Pereira, engenheiro eletricista na PHB Solar, também esteve presente no evento abordando as aplicações que podem ser realizadas no Brasil. “De acordo com os problemas que estamos tendo com reprovação de projetos e a condição da inversão de fluxo, apresentamos três produtos que fazem controle de geração com relação à carga. Então, consigo fazer um grid zero com tais equipamentos”, pontuou. 

Segue, abaixo, as soluções apresentadas por Pereira em sua palestra:

  • CT-90 (transformador de corrente) – atua nos inversores monofásicos;
  • PHB120T (limitador de potência) – atua nos inversores trifásicos de até 60 kW;
  • SEC1000 (controlador de energia inteligente) – atua na gama inteira de inversores trifásicos.

Recomendações para instalações zero grid

Durante o discurso, Pereira ainda deu algumas recomendações para instalações zero grid aos profissionais do setor que estavam presentes. “Recomendamos que seja realizado o projeto junto à concessionária e que mencione os produtos (CT-90, 120T e SEC1000) no projeto junto à concessionária”. 

“Além disso, que façam o estudo para que tenham alta simultaneidade local (geração fotovoltaica/carga) e peçam a memória de massa do medidor de energia para validação da solução”, finalizou. 

Henrique Hein

Henrique Hein

Jornalista graduado pela PUC-Campinas. Atuou como repórter do Jornal Correio Popular e da Rádio Trianon. Acompanha o setor elétrico brasileiro pelo Canal Solar desde fevereiro de 2021, possuindo experiência na mediação de lives e na produção de reportagens e conteúdos audiovisuais.

8 comentários

  • As mega usinas das concessionárias não afetam o fluxo reverso? Usinas muitas vezes Giana iradas com dinheiro público! Aí o Sr José q vai colocar 20 painéis gera fluxo reverso! A Dona Gema q tem mercadinho e vai instalar 60 painéis vai gerar fluxo reverso…. Brasil a terra que se vende curso para vender mais curso.

  • João Jubery disse:

    Pelo visto as fontes fotovoltaicas de pequeno porte não tem capacidade de alterar a tensão da rede da concessionaria, as grandes são previamente projetadas para a rede instalada, então está inversão de fluxo de potência não cabe, a não ser que não tenham levado em conta o sistema como um todo.
    assim as micros estão sendo rejeitadas (on grid) por outro motivo.
    imaginamos que isso é vso o começo, mesmo assim já chegamos mum patamar gerado que começa a ser significativo. vamos estudar mais para termos as soluções mais viáveis.

  • Diego disse:

    Acho que a solução em breve é as distribuidoras definir potências contratada para residencias e pequenos comércios, já que eles tanto falam sobre elevação de injeção de energia na rede, como já é muito tempo na Europa, só que na Europa também é possível escolher a distribuidora também. Mas devido a esses problemas operacionais na rede com aumento de excedente, na Europa já é comum ter injeção zero com armazenamento e sem armazenamento. Dependendo do tipo de contrato que a distribuidora, é possível o consumidor carregar a bateria pelo Fotovoltaico ou pela rede nos horários onde o preço do kWh é mais barato e descarregar a bateria no período que a energia é mais cara.

  • Já é de conhecimento geral que as concessionárias querem jogar a responsabilidade da necessidade da melhoria da rede elétrica para os integradores e, consequentemente, para os clientes finais que na prática são mais vítimas do que clientes. Os efeitos técnicos que surgem por causa da presença da microgeração fotovoltaica muitas vezes são provocados por conta do sucateamento do sistema elétrico (assim já há décadas) que é sempre protelado de ser realizado as devidas melhorias pelas concessionárias, tanto pelo fato de serem privatizadas quanto pelo lobby que provocam junto aos órgãos públicos, políticos, etc. Querem solução, mas não querem se responsabilizar por tais soluções, muito menos investir nas melhorias, os quais são obrigadas a realizarem, melhorias necessárias desde muito antes do advento da microgeração fotovoltaica se popularizar no país, e o que também inviabiliza a concretização do futuro (já as portas) agora dos veículos elétricos (e sabe Deus das próximas invenções) que irão demandar do sistema elétrico cada vez mais robustez e confiança. O país precisa de uma matriz energética mais poderosa se quiser crescer, vencer e se desenvolver cada vez mais, porém a impressão que tenho é que esse desenvolvimento fica mais longe e impedido pelos “donos atuais da máquina”. Quem concorda, respira!

  • Geraldo Pereira Filho disse:

    Trabalhei em uma empresa de energia elétrica em MG. Na rede de distribuição haviam pequenas cgh’s que, dependendo do horário injetavam potência na subestações. Nesse momento os relés de proteção detectavam fluxo inverso e o ajuste de proteção era mudado automaticamente.
    Quanto ao fato de dizerem que os micro geradores elevam a tensão não faz sentido. Os inversores são projetados para acompanhar a variação de frequência e tensão da concessionária.

    • Ruan Silva disse:

      Geraldo, infelizmente os inversores realmente elevam a tensão do sistema. Isso se dá porque quase todos eles trabalham com controle de injeção de corrente, ou seja, os famosos seguidores de rede. Além disso, a inversão de fluxo no momento de geração faz com que o que antes era uma queda de tensão se transforme em uma elevação. imagina isso ao longo do dia, cria uma baita variação de tensão. É por isso que tem por aí um monte de reclamações sobre sistemas que ao serem acionados o inversor pula fora por sobretensão. Caso fossem formadores de rede, poderia ser diferente essa questão da tensão, mas aí acho que o sistema ficaria bem mais complexo.

  • Alplasa Maria Aparecida de Sousa Ávila -ME disse:

    temos que ter prioridades de uso,das fontes geradora, uso diurno a prioridades seria primeira solar, segunda eólicas ,terceira biomassa, quarta hidráulica, quinta e utima termoelétricas movidas a diesel.
    E em periodos noturnos a prioridades seria, primeira eólica, segunda biomassa, terceira hidráulica, e por último termoelétricas movida a diesel.
    outro ponto que tem que ser revisto, seria a geração de energia solar por pessoas que não tem consumo proprio e montam fazendas solares para comércializar e obter lucros, situação que prejudica a rede com excesso de tensão, e prejudica as pessoas que tem o consumo e são impedidas de montar a sua própria usina e reduzir o consumo proprio,
    outro ponto que temos que ter atenção e a venda de energia por assinatura , que vai gerar lucros para alguns, mas prejuízos para outros.

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