Escrito por Rodolfo Barreto, Asistente del Proyecto Fotovoltaico de Amara NZero con la colaboración de Thiago Mingareli, Gerente Técnico de Amara NZero
En los últimos meses se ha hablado mucho del flujo inverso debido a rechazos principalmente de CEMIG/MG, pero que ya se ha extendido a otras concesionarias de energía en todo Brasil.
Este hecho generó descontento y aprensión en las solicitudes de opiniones de acceso por parte de los integradores del sector fotovoltaico, siendo la principal justificación de las distribuidoras que la red eléctrica no puede recibir la energía inyectada por los nuevos sistemas fotovoltaicos (inversión de flujo).
En sus justificaciones, el concesionario se fundamenta en la resolución normativa Art. 73 del REN 1000. En sus disposiciones dice que:
- 1.º Si la nueva conexión o aumento de potencia inyectada proveniente de microgeneración o minigeneración distribuida implica invertir el flujo de energía en la estación de transformación del distribuidor o en el disyuntor del alimentador, el distribuidor deberá realizar estudios para identificar opciones viables que eliminen dicha inversión…”
De ser necesaria la negativa, el concesionario deberá cumplir con los requisitos del artículo 73 del REN 1000.
Por lo tanto, en este artículo mostraremos el punto de vista técnico donde REALMENTE puede ocurrir el flujo inverso, lejos de lo que las empresas energéticas han aplicado, atestiguando el flujo inverso sin justificaciones ni criterios plausibles.
¿Qué puedes hacer para evitar rechazar tu opinión y también evitar o mitigar el flujo inverso? En este artículo entenderás qué es la inversión de flujo, cómo funciona en la práctica y qué se puede hacer en estas situaciones.
¿Qué es el flujo inverso y cuáles son sus impactos?
Este fenómeno se ha vuelto cada vez más común en el escenario actual de generación distribuida, con mayor énfasis en los sistemas fotovoltaicos.
Su efecto se produce por la alta inserción de potencia activa en la línea de transmisión (en momentos en los que se observa un mayor pico de irradiación/generación de energía en los sistemas fotovoltaicos), que son, casualmente, los periodos de baja demanda de consumo hoy en día. 10 am y 16 pm, más o menos.
Este comportamiento ha tenido algunos impactos en la topología de la red de distribución, afectando sus estándares de calidad energética.
Entre los impactos que se observan diariamente en los sistemas fotovoltaicos el que más destaca es la fluctuación de voltaje, sin embargo existen algunas otras interferencias que pueden ocurrir como: cambios en el factor de potencia, regulación de frecuencia y distorsiones armónicas.
¿Qué se puede hacer para mitigar estos efectos y evitar el flujo inverso?
Uno de los posibles factores para mitigar este efecto, con el objetivo de prevenirlo, sería el uso de software por parte de los concesionarios con el objetivo de verificar los impactos que pueden causar en su infraestructura, utilizando componentes ya presentes en su red e insertando gradualmente generación distribuida. . en sus extensiones de conexión.
Porque lo que hemos visto, en la práctica, son concesionarios reclamando reversión de flujos pero sin realizar estudios en profundidad y principalmente PROPONIENDO SOLUCIONES ALTERNATIVAS para la conexión, como lo exige la resolución normativa.
Actualmente esto ya es posible y visible en algunos software de código libre, un ejemplo de ello sería OpenDss, con varias redes disponibles, simulando grandes o pequeñas ramas de distribución, permitiendo insertar y compensar generación distribuida.
En estas simulaciones es posible notar diferentes comportamientos en el nivel de tensión dependiendo de la ubicación donde se define la conexión de generación distribuida.
Otra posible solución sería controlar la inyección de potencia activa de los inversores fotovoltaicos, realizando la compensación ajustando su factor de potencia, o utilizar sistemas de almacenamiento en estos momentos, realizando la compensación en un momento posterior, de mayor consumo.
Una última opción es el uso de sistemas zero grid, sin inyectar energía a la red, cubriendo el consumo interno del sitio.
Vea en la práctica cómo varía el perfil de tensión cuando hay una alta inyección de potencia activa en la red.
Para fines de verificación se realizó una simulación en el software OpenDss considerando la red de prueba de 13 buses IEEE. Si bien es un sistema pequeño, la red de bus IEEE 13 presenta diversas configuraciones que permiten los más variados análisis de un sistema de distribución y sus componentes.
Este circuito opera a una tensión de 4,16KV y está compuesto por tramos de líneas aéreas y subterráneas trifásicas desequilibradas, ramales bifásicos y monofásicos, dos bancos de capacitores en derivación, un regulador de voltaje en la subestación, dos transformadores de distribución y cargas desequilibradas.
Las cargas de perfil residencial y comercial se conectan a las barras ubicadas después del secundario del transformador reductor (4.160/220V) como se puede observar en la Tabla 1.
Las potencias nominales de las baterías de capacitores, así como sus barras de conexión, se presentan en la Tabla 2. El diagrama unifilar completo del sistema de distribución se puede observar en la Figura 1.
Tabla 1 – Cargas conectadas a la red Bus IEEE 13
Tabla 2 – Banco de capacitores conectado a la red IEEE 13 Node Test Feeder
En el siguiente análisis se presentan gráficas que muestran el comportamiento de la tensión en la red sin la inclusión de generación distribuida y con la inclusión del 180% de inyección de potencia activa proveniente de generación distribuida, considerando el consumo de las cargas.
Es posible observar y analizar, a partir de los gráficos expuestos, el perfil de tensión y consumo de potencia activa a lo largo del día en cada barra del sistema de distribución simulado. Para ello se establece un límite aceptable a la variación de la tensión nominal de 5%, según lo recomendado en el módulo 8 de los procedimientos de distribución – PRODIST.
Un punto importante a destacar es la variación en el perfil de tensión cuando se produce una inyección de potencia activa entre las 10 y las 16 horas en las barras de conexión, en algunas de ellas de forma pronunciada.
¿Por que sucede?
Este comportamiento se puede justificar por su mayor distancia con relación al transformador que alimenta la red de distribución, un ejemplo de esto es la barra 611 que se muestra en el gráfico de voltaje de la fase C, analizando el diagrama unifilar podemos ver que se encuentra en una posición más alejada del regulador, provocando que tenga mayor impedancia, y en el momento de alta inserción de generación distribuida, presenta un aumento de voltaje.
Al final del día, es posible notar una caída en el perfil de tensión a partir de las 17:17 horas, de acuerdo con la curva típica de consumo residencial adoptada que considera una mayor sobrecarga en la demanda de la red entre las 21:XNUMX y las XNUMX:XNUMX horas, comportamiento que provoca una importante caída de tensión en las barras de conexión.
¿Cuándo es posible visualizar la inversión del flujo?
A continuación se trazaron gráficos donde se puede ver el comportamiento de la potencia en situaciones sin generación distribuida y con inclusión de generación distribuida, siendo visible el comportamiento del flujo inverso.
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Figura 12: Cuadro de Potencia para la fase C sin generación distribuida
En las gráficas comparativas de inyección de potencia activa, se evidencia el comportamiento del flujo inverso en los momentos en que existe una mayor inyección de potencia activa a la red de distribución, viéndose claramente la diferencia en las gráficas con y sin generación distribuida, reflejada en la potencia. curvas de las fases A, B y C, de 9 a 16 horas, que muestran lo que ocurre actualmente en algunos tramos de la red.
Este efecto es una de las principales causas de las perturbaciones que se producen en los sistemas fotovoltaicos, siendo la más común la sobretensión.
Conclusión
El objetivo del artículo fue mostrar técnicamente en qué situaciones realmente puede darse el flujo inverso, incluso ayudar a apoyar a nuestros socios en disputas que se realicen con el concesionario de energía en situaciones que alegue de manera inadecuada o sin la debida justificación los motivos para señalar la inversión de flujo. y denegar el acceso a la opinión.
Estamos totalmente en desacuerdo con la forma arbitraria en que esto ha sido aplicado por los concesionarios de energía, y es nuestro deber contraargumentar y exigir que demuestren dónde (y si) esto ocurre, con base en un estudio técnico detallado.
Como soluciones alternativas para evitar el flujo inverso y consecuentemente la sobretensión en sistemas fotovoltaicos ya instalados, tenemos el ajuste de los parámetros de tensión del inversor (siempre destacando que es necesario seguir todas las nuevas leyes vigentes), evitando la activación de los equipos por sobretensión.
Esta intervención es solo un paliativo para minimizar los impactos causados por la fuerte inserción en la conexión de la GD fotovoltaica a la red de distribución, sin embargo, otra alternativa viable sería la regulación del factor de potencia de los inversores utilizando la propia GD para corregir el voltaje. perfil mediante la inyección de reactivos, así como un banco de baterías para almacenar el exceso de energía producida, y el uso de cargadores eléctricos, con la carga y descarga de vehículos, que pueden ser utilizados como dispositivo en el suministro excesivo de energía activa. en la red.
Lamentablemente, este hecho ha sido recurrente en el día a día de nuestros socios integradores, y aconsejamos solucionar el problema abriendo reclamaciones ante el concesionario o, en última instancia, en situaciones de rechazo de opiniones de acceso, contactar con el Servicio de Atención al Cliente de la Agencia Nacional de Energía. Defensor del Pueblo de la Electricidad o incluso buscar soluciones por la vía legal porque como podemos ver en el artículo, existe la posibilidad de que se produzcan situaciones de flujo inverso, sin embargo es obligación del concesionario realizar estudios y proponer alternativas para la conexión del cliente -y no simplemente-. rechazar la solicitud.
Referencias bibliográficas
[1] AGENCIA NACIONAL DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA. Trámites de Distribución de Energía Eléctrica – PRODIST. Módulo 8 – Calidad de la Energía Eléctrica. 2021.
[ 2 ] ANEEL. Agencia Nacional de Energía Eléctrica. Resolución Normativa N° 482, de 17 de abril de 2012.
[3] BATISTA, Rodolfo Barreto. Análisis de los Impactos Provocados por el Incremento de Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red de Distribución.2023.
Una respuesta
La corriente eléctrica siempre fluye de la fuente a la carga. Si por diversas razones hay un flujo inverso en la estación de transformación, ¿no significa que la demanda después de esta estación es mayor que antes? Es decir, en cualquier caso esta energía está siendo utilizada en algún punto del sistema (mayoritariamente interconectado en un anillo).
Otra pregunta es ¿cómo afirmar que un generador solar en particular es responsable de esta inversión? ¿No podría ser de otra fuente, incluso generación de las propias plantas de Cemig?
Lo que vemos hoy son acusaciones infundadas que, como siempre, perjudican a los consumidores. Como mínimo, una transmisión de responsabilidad de quienes ostentan la obligación (concesión) y operación de los servicios de electrificación a sus clientes finales, no siendo posible la opción de elegir ese proveedor.
Los organismos reguladores hacen la vista gorda y no se resuelve nada.
Es muy común observar, desde antes del toro de generación distribuida, ubicaciones con niveles de tensión de 250 Vac entre fases. De hecho debería ser 220 Vac. Esto demuestra por sí solo que nuestro sistema eléctrico necesita mejoras desde hace mucho tiempo. Cemig viene haciendo esto desde hace mucho tiempo para no reentrenar las redes y no hubo ningún problema. Sin embargo, en esos mismos lugares, si un cliente quiere insertar un generador solar, la opinión vendrá con dicha inversión del flujo.