Con la colaboración de Mateus Badra
A inversión de flujo en la red de distribución de energía eléctrica se produce cuando la cantidad de energía eléctrica inyectada, procedente de generación distribuida, es superior a la demanda de los consumidores conectados a esa misma red, lo que puede provocar que se superen los límites operativos de la red. Uno de los problemas más habituales es el alto nivel de tensión que puede aparecer en algunos puntos del sistema.
Este año, distribuidores de energia Operando en estados como São Paulo y Minas Gerais, comenzaron a emitir presupuestos de conexión con la imposición de limitaciones a la inyección de energía, alegando que esa práctica sería necesaria para superar los problemas que puede causar la inversión del flujo de energía.
La medida provocó miedo en el sector de la energía solar, que empezó a registrar pérdidas por la no aprobación de las solicitudes de conexión de sus clientes.
recientemente, Asociaciones y entidades vinculadas al sector solar se reunieron con una de estas concesionarias – Cemig (Companhia Energética de Minas Gerais) – para discutir una alineación técnica para evitar que ocurran nuevas fallas.
Sin embargo, Hasta el momento no se ha llegado a ninguna solución y los clientes aún continúan recibiendo cotizaciones negativas de conexión por inversión de flujo, impidiendo que los clientes generen su propia energía, ya que las opciones presentadas por las concesionarias para superar esta situación, en la mayoría de los casos, no son viables.
Para mitigar este problema, explicaron los profesionales del sector solar en la primera panel de discusión de esta edición de Canal Conecta, que en instalación del sistema de almacenamiento (baterías) surge como una solución para superar los rechazos a proyectos de generación distribuida.
Carlos Brandao, supervisor de investigación y desarrollo de Sengi, explica que la energía solar con batería, por ejemplo, puede ayudar con el problema de varias maneras posibles.
“En la microgeneración, donde la energía solar y el almacenamiento actuarán con la función grid-zero, es posible aumentar la capacidad de generación de energía en un sistema fotovoltaico, absorber el exceso de energía en la batería y garantizar, con la función de los sistemas híbridos, no exportar energía a la red. De esta manera no existe el problema de la inversión del flujo en un sistema de energía solar con batería”, explicó.
“Hablando de minigeneración, podemos ver la aplicación de BESS (Battery Energy Storage System) también como una solución, porque BESS tiene la capacidad de ayudar tanto en el control del flujo del propio concesionario como en la prestación de servicios auxiliares, desde control de voltaje, frecuencia y potencia activa y reactiva”, destacó.
Edmar Moreira, ingeniero de proyectos de Hitachi Energy, también destacó durante el evento que ya ha hay tecnologías en estudio para resolver el problema del flujo de energía.
“Australia ha estado investigando la posibilidad de colocar TAP de control automático en las redes de distribución, porque el gran problema de invertir el flujo de energía es el perfil de alto voltaje. Entonces, en el contexto australiano, se están realizando investigaciones para ver si esto sería rentable económicamente. Desde el punto de vista del control, esta es una solución muy interesante para que el consumidor siga teniendo acceso a la red sin depender de la batería”, destacó.
Resumen actual
Hewerton Martins, presidente del MSL (Movimiento Solar Libre), entre otros temas, trajo al evento una visión general sobre ¿En qué regiones de Brasil las distribuidoras han utilizado la inversión de flujos como justificación para negar proyectos? Generación distribuida.
Según el ejecutivo, además de los problemas registrados en el área de concesión de Cemig, en Minas Gerais, ya hay concesionarias que operan de esa manera en São Paulo, Maranhão y Rio Grande do Sul.
“Tuvimos una situación en el CPFL, en São Paulo, que inicialmente mejoró un poco, pero todavía tenemos rechazos. Creemos que esto es sólo algo temporal. En Maranhão es muy complicado, en la región Ecuatorial, y en RGE, en Rio Grande do Sul.
Mejoras necesarias
Paulo Freire, propietario de Paiol Energia, dijo, a su vez, que el Brasil aún tiene muchas cuestiones regulatorias por resolver y eso va mucho más allá de que los distribuidores nieguen solicitudes de conexión.
Para él, es necesario discutir temas más relevantes que inciden directamente en la redistribución de la energía, como las mejoras en las redes de transmisión. “Las subestaciones conectadas y en operación necesitan contar con líneas de transmisión para transportar la energía generada. Tenemos que preparar mejor la infraestructura de distribución del país para que esta energía llegue a más consumidores”, afirmó.
Soluciones para el mercado
Adriano Pereira, ingeniero eléctrico de PHB Solar, también estuvo presente en el evento abordando las aplicaciones que se pueden realizar en Brasil. “De acuerdo a los problemas que estamos teniendo con la falla del proyecto y la condición de inversión de flujo, presentamos tres productos que controlan la generación en relación a la carga. Entonces puedo crear una red cero con este equipo”, señaló.
A continuación se muestran las soluciones que presentó Pereira en su charla:
- CT-90 (transformador de corriente) – actúa sobre inversores monofásicos;
- PHB120T (limitador de potencia) – actúa sobre inversores trifásicos de hasta 60 kW;
- SEC1000 (controlador de energía inteligente): funciona con toda la gama de inversores trifásicos.
Recomendaciones para instalaciones de red cero
Durante la intervención, Pereira también dio algunas recomendaciones para instalaciones de red cero a los profesionales del sector presentes. “Recomendamos que el proyecto se realice con el concesionario y que los productos (CT-90, 120T y SEC1000) se mencionen en el proyecto con el concesionario”.
“Además, realizar el estudio para que tengan alta simultaneidad local (generación/carga fotovoltaica) y solicitar la memoria masiva del medidor de energía para validar la solución”, concluyó.
Respuestas de 9
¿Las megaplantas de las concesionarias no afectan el flujo inverso? ¡Las plantas de Giana suelen estar enojadas con el dinero público! Luego el señor José instalará 20 paneles, ¡generando flujo inverso! Doña Gema que tiene una tienda de abarrotes y instalará 60 paneles generará flujo inverso…. Brasil es el país que vende campos para vender más campos.
Al parecer, las pequeñas fuentes fotovoltaicas no tienen capacidad para cambiar el voltaje de la red de la concesionaria, las grandes están diseñadas previamente para la red instalada, por lo que no cabe esta inversión de flujo de potencia, salvo que no hayan tenido en cuenta el sistema como entero.
entonces las computadoras están siendo rechazadas (en la red) por otro motivo.
Imaginamos que esto es el comienzo, pero ya hemos llegado a un nivel que empieza a ser significativo. Estudiemos más para tener las soluciones más viables.
Creo que la solución pronto será que las distribuidoras definan potencias contratadas para hogares y pequeños comercios, ya que se habla mucho de aumentar la inyección de energía a la red, como lleva mucho tiempo en Europa, pero en Europa también es posible Elija el distribuidor también. Pero debido a estos problemas de funcionamiento en la red con un aumento del excedente, en Europa ya es habitual tener inyección cero con y sin almacenamiento. Dependiendo del tipo de contrato que tenga la distribuidora, es posible que el consumidor cargue la batería vía Fotovoltaica o a red en los momentos en que el precio del kWh sea más barato y descargue la batería en el periodo en el que la energía sea más cara.
Dos observaciones que creo importantes: 1) La expresión “modes operantes” es incorrecta y no se usó correctamente, ya que se usó en lugar de la expresión “Modus Operantis” (que está en latín y es preferible escribirla en “cursiva” modo ) y no se puede traducir al portugués de la misma manera que se habla (o se escucha). Me gustaría pedirle al autor del artículo que corrija el texto. 2) Ya es sabido que los concesionarios quieren trasladar la responsabilidad de la necesidad de mejorar la red eléctrica a los integradores y, en consecuencia, a los clientes finales que en la práctica son más víctimas que clientes. Las afectaciones técnicas que se derivan de la presencia de la microgeneración fotovoltaica muchas veces se deben al desguace del sistema eléctrico (así viene siendo desde hace décadas) que siempre se retrasa en la realización de las mejoras necesarias por parte de los concesionarios, tanto por la por el hecho de que están privatizadas y por el lobby que provocan ante organismos públicos, políticos, etc. Quieren una solución, pero no quieren responsabilizarse de dichas soluciones y mucho menos invertir en mejoras, que están obligados a realizar, mejoras que han sido necesarias desde mucho antes de que se popularizara en el país la microgeneración fotovoltaica. y que también hace que el futuro sea imposible de alcanzar (ya las puertas) ahora de los vehículos eléctricos (y Dios sabe cuáles serán los próximos inventos) que exigirán cada vez más robustez y fiabilidad al sistema eléctrico. El país necesita una matriz energética más potente si quiere crecer, ganar y desarrollarse cada vez más, pero la impresión que tengo es que ese desarrollo está más lejos y obstaculizado por los “actuales dueños de la máquina”. Quien esté de acuerdo, ¡que respire!
Hola Rafael, gracias por los comentarios.
Trabajé en una empresa de electricidad en MG. En la red de distribución existían pequeñas CGH que, dependiendo de la hora del día, inyectaban energía a las subestaciones. En ese momento, los relés de protección detectaron flujo inverso y la configuración de protección se cambió automáticamente.
En cuanto a que digan que los microgeneradores aumentan el voltaje, no tiene sentido. Los inversores están diseñados para seguir la variación de frecuencia y voltaje de la empresa.
Concordia 100%
Geraldo, lamentablemente los inversores realmente aumentan el voltaje del sistema. Esto se debe a que casi todos funcionan con control de inyección actual, es decir, los famosos seguidores de la red. Además, la inversión del flujo en el momento de la generación provoca que lo que antes era una caída de tensión se convierta en un aumento. Imagínese esto a lo largo del día, crea una enorme variación en la tensión. Por eso hay muchas quejas sobre sistemas que, al activarse, el inversor salta debido a una sobretensión. Si fueran constructores de redes, este tema de tensión podría ser diferente, pero creo que el sistema sería mucho más complejo.
Tenemos que tener prioridades de uso, desde fuentes de generación, uso diurno, las prioridades serían en primer lugar la solar, en segundo lugar la eólica, en tercer lugar la biomasa, en cuarto lugar la hidráulica, en quinto lugar y por último las termoeléctricas alimentadas por diésel.
Y por la noche las prioridades serían, primero la eólica, segundo la biomasa, tercero la hidráulica y finalmente las termoeléctricas alimentadas por diésel.
Otro punto que habría que revisar sería la generación de energía solar por parte de personas que no tienen consumo propio y montan granjas solares para vender y obtener ganancias, situación que perjudica a la red con exceso de tensión, y perjudica a las personas que tienen consumo y se les impide montar su propia planta y reducir su propio consumo,
Otro punto al que tenemos que prestar atención es la venta de energía por suscripción, que generará ganancias para algunos, pero pérdidas para otros.