INCORPORACIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CON CONEXIÓ N A RED:

PARQUE INDUSTRIAL PARANÁ

Juan J. Stivanello1,2, Nicolás Budini2,3, Gabriel Gareis1, Facundo Cuestas1, Marcos Benito1, Maximiliano Hammerly 1, Alejandro Nakasone1, Carlos Maché1

1Laboratorio de Energías Alternativas – Universidad Tecnológica Nacional – Facultad Regional Paraná. Av. Almafuerte 1033, 3100 Paraná, Entre Ríos

2IFIS Litoral – CONICET-UNL. Güemes 3450, 3000 Santa Fe 3Facultad de Ingeniería Química – UNL. Santiago del Estero 2829, 3000 Santa Fe

Tel. 054-343-4243054 (int. 156) e-mail: josestivanello@frp.utn.edr.ar

Recibido 13/08/19, aceptado 15/10/19

RESUMEN: En este trabajo se estudió el comportamiento y la respuesta de la red de distribución eléctrica del Parque Industrial Paraná en la Provincia de Entre Ríos, Argentina, frente a la incorporación de sistemas fotovoltaicos con conexión a red. Se modeló parte de dicha red a través de herramientas computacionales específicas, particularmente por medio del software PSS®SINCAL SIEMENS y con un aporte del paquete PVsyst V5.02 - Evaluation Mode. Se utilizó información provista por la empresa de energía de la Provincia de Entre Ríos y también datos extraídos de la planta solar fotovoltaica de 2,88 kWp de la Universidad Tecnológica Nacional, Facultad Regional Paraná (UTN – FRP). Se plantearon diferentes escenarios que permitieron analizar flujos de potencia activa y reactiva, perfiles de tensión, pérdidas de la red, porcentaje de utilización de transformadores. Todo el análisis se realizó no sólo con datos de generación y demanda reales sino también bajo la mirada de los estándares requeridos por las normas actuales y observando además la calidad de energía generada por los sistemas fotovoltaicos con conexión a red cuya factibilidad técnica y ventajas quedaron demostradas.

Palabras clave: sistemas fotovoltaicos con conexión a red, perfiles de tensión, flujos de potencia, PSS®SINCAL SIEMENS, PVsyst V5.02 - Evaluation Mode.

INTRODUCCIÓN La energía eléctrica es hoy quizá la más difundida y utilizada y es parte central en la vida en todos los sectores de la sociedad. Actualmente, diversos factores determinantes hacen que continúe la tendencia de consumo creciente. Por otro lado, la mayor parte de la potencia eléctrica se genera en grandes instalaciones centralizadas en consecuencia el flujo de potencia es unidireccional yendo de la fuente hacia el consumo. Contrariamente a este tradicional modelo, surge uno alternativo en el que la generación se acerca al consumo y donde predominan las formas renovables no convencionales, entre ellas la energía solar fotovoltaica. Este modelo se denomina generación distribuida (GD) y la complementariedad entre éste y el tradicional será en un futuro la base para el desarrollo de los sistemas eléctricos. La GD entre otras bondades, fomenta la utilización de energías limpias y mejora del rendimiento en las redes de distribución eléctricas. En los últimos años en Argentina se han impulsado leyes y algunos programas de fomento de las energías renovables en las cuales se declara de interés nacional la generación de energía eléctrica a partir de fuentes no convencionales. Así, la ley Nº 26.190 (2006) estableció como objetivo a 10 (diez) años, una «contribución de las fuentes de energía renovables hasta alcanzar el 8% del consumo de energía eléctrica» (Ley Nº26.190, 2006). La realidad reflejó un panorama muy acotado en lo que refiere a la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. De acuerdo con el Informe Anual 2015 de la Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), en la matriz de generación eléctrica de los años 2014 y 2015 tan solo el 1% del total anual provino de las fuentes solar y eólica (CAMMESA, 2016). Como consecuencia de esto, en el mes de septiembre de 2015 se promulgó la ley Nº 27.191 (2015), que estableció nuevos objetivos y obligaciones que apuntan a lograr una contribución de las fuentes de energías renovables del 8% hacia el 31 de diciembre de 2017 y del 20%

ASADES Acta de la XLII Reunión de Trabajo de la Asociación Argentina de Energías Renovables y Medio Ambiente

Vol. 7, pp. 03.01-03.10, 2019. Impreso en la Argentina. ISBN 978-987-29873-1-2

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a la misma fecha del 2025 (Ley Nº27.191, 2015). Hacia finales del año 2018, se promulgó el “régimen de fomento a la generación distribuida de energía renovable integrada a la red eléctrica pública” que estableció un Fondo Fiduciario para el Desarrollo de la Generación Distribuida (Ley Nº27.424, 2017). La provincia de Entre Ríos aún no ha adherido a dicha ley nacional, pero incentiva la incorporación de energías renovables a través del decreto N° 4315/16 MPIyS1 en el que se aprueba a usuarios conectados al servicio público de distribución de energía eléctrica de la provincia de Entre Ríos con potencias contratadas menores a 50 kW, a inyectar energía eléctrica en paralelo a la red a través de generadores que utilicen fuentes renovables de energía (Decreto N° 4315/16, 2016). A pesar de todo lo expuesto con anterioridad, de acuerdo con el Informe Mensual de Junio de 2019 de CAMMESA la energía renovable representa sólo el 5% de la potencia total instalada (CAMMESA, 2019). En este contexto se hacen necesarias las tareas de investigación referidas a las tecnologías asociadas con la interconexión a la red eléctrica, en áreas urbanas, periurbanas e industriales. En particular, los sistemas fotovoltaicos (SFVs) de GD representan una alternativa con gran potencial de integración a las redes de distribución. OBJETIVOS Y METODOLOGÍA La investigación está basada en tres pilares fundamentales, a saber: (i) la modelización y simulación de parte de la red de distribución (RD) de baja tensión (BT) y media tensión (MT) en el Parque Industrial Paraná (PIP), (ii) el diseño de centrales de generación fotovoltaica (FV) con inyección a la red y (iii) el estudio del comportamiento de la RD debido a esta integración. Tiene como objetivo general estudiar el comportamiento y respuesta de la RD eléctrica del PIP ante la incorporación de centrales de GD de tipo solar FV. A su vez, se derivan objetivos específicos tales como: (i) Modelar y simular parte de la RD de BT y MT en el PIP a partir de información provista por la empresa de energía de la provincia de Entre Ríos (ENERSA) y utilizando herramientas computacionales para tal fin. (ii) Plantear escenarios críticos en las simulaciones que permitan analizar flujos de potencia, modificaciones en niveles de voltaje, nivel de pérdidas, entre otros. (iii) Demostrar factibilidad técnica de un sistema fotovoltaico con conexión a red (SFVR) para erradicar mitos sobre la generación de energía proveniente del aprovechamiento del recurso solar en la región. Modelado de la red de distribución del parque industrial de la ciudad de Paraná El sistema de suministro eléctrico de la provincia de Entre Ríos obedece a una estructura típica de un sistema eléctrico tradicional centralizado que comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la generación, el transporte y la distribución de la energía eléctrica. La red de suministro de la provincia se vincula al sistema argentino de interconexión (SADI) a través de Estaciones Transformadoras (ET) de AT (500 kV) en tres puntos: Salto Grande, Colonia Elía y Gran Paraná (SADI, 2019). La empresa distribuidora de Entre Ríos, ENERSA, se encarga de comprar energía eléctrica en AT a CAMMESA, en los puntos de vinculación descritos anteriormente. Luego transporta, opera y gestiona la misma a través de sus propias redes de transmisión o transporte (132 kV), de sub-transmisión (33 kV) y Red de distribución (13,2 kV). En las ET o en las Sub-Estaciones Transformadoras (SET) de 33/13,2 kV ubicadas en cada ciudad de la provincia se realiza la ramificación de la energía para las mismas y zonas aledañas. Cada SET posee una determinada cantidad de ramas de MT que se expanden por la ciudad hacia puntos estratégicos de demanda. El Parque Industrial «General Belgrano», se encuentra emplazado a unos 7 km del centro de la ciudad de Paraná. Cuenta con una red de distribución eléctrica en MT constituida por 5 (cinco) distribuidores o alimentadores que nacen de la barra de 13,2 kV solidaria al devanado de los transformadores de la ET Paraná Este. Los nombres característicos asociados a cada uno guardan relación con aquel usuario/cliente que impone el comportamiento de la demanda sobre en alimentador aunque como es de esperar, también abastecen a otros usuarios de menor porte. Podemos nombrar entonces: (i) ITASA (industrial), (ii) CARTOCOR (industrial), PETROPACK (industrial), TILCARA (industrial), SALELLAS (residencial/industrial).

1 Es importante destacar que al momento de realizarse los modelos y simulaciones del presente trabajo, Entre Ríos no contaba con reglamentación en la temática, por este motivo se utilizaron reglamentaciones de provincias que ya contaban con la propia, tales como Santa Fe y/o Mendoza.

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El modelo para realizar las simulaciones se centra en tres alimentadores: ITASA, CARTOCOR y PETROPACK. A partir de dicho modelo se evalúa el comportamiento de los elementos del sistema frente a la incorporación de plantas solares fotovoltaicas (PSFVs) de diferentes tamaños y dispuestas en diversos puntos de la red, algo que puede observarse en la Figura 1 en la cual, vale la pena aclarar, se pueden identificar los puntos de conexión de las PSFVs incluidas en el modelo pero no existentes en la actualidad. Cada alimentador se encuentra conectado a una barra de distribución de MT que a su vez se encuentra solidaria a los devanados de 13,2 kV de los transformadores de la ET Paraná Este. El devanado primario de cada uno de estos se asocia a una barra de 132 kV la cual es alimentada por un infeeder o fuente de alimentación. El devanado correspondiente a los 33 kV no se encuentra conectado.

Figura 1: Modelado de 3 alimentadores en PSS®SINCAL SIEMENS. Las características principales del modelo son:

• Cálculo de operación de la red en estado estacionario. • Cargas modeladas por demanda: potencia activa y cos φ, con variación de impedancia a

partir del voltaje en nodo. • Modelo de generador representado por potencia activa y reactiva aportada. • Determinación de tensiones en todos los nodos del sistema. • Cálculos de potencia activa y reactiva en elementos de unión (líneas aéreas y

transformadores) Es muy importante aclarar que en el modelo, cada una de estas cargas representa a uno o más usuarios/clientes de la red que fueran concentrados en una sola por cuestiones de confidencialidad y como consecuencia, esto deriva en cierta simplicidad del esquema. Como puede observarse en el detalle de cada uno de los alimentadores, cada carga tiene conectada en paralelo un DC-Infeeder configurado en modo fotovoltaico que modela una PSFV. Las mismas fueron conectadas directamente

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a nivel de BT y en los puntos de MT se configuró el modulo DC-Infeeder de manera tal de realizar el acoplamiento por medio de un transformador propio del módulo que provee PSS®SINCAL (PSS®SINCAL, 2017). Potencia pico de cada generador FV Dado que en la provincia de Entre Ríos, durante el tiempo en el que se realizaron los modelos y las simulaciones, no se encontraba aprobada ninguna reglamentación técnica provincial para la conexión de generadores en paralelo con la red eléctrica, se tomó como criterio general los de reglamentación de la provincia de Santa Fe que establece que «Si la potencia máxima disponible de la red de la Empresa Provincial de Energía de Santa Fe (EPESF) en el punto de conexión (...) fuera menor que la potencia del Grupo de Generación (GG), la EPESF podrá denegar la solicitud de conexión y determinará los elementos concretos de la red que es necesario modificar o indicará la potencia máxima disponible sin modificación de la red.» (Res. Nº 442/13, 2013). Por otro lado, se tuvo en cuenta que: (i) La potencia del generador FV sea igual o inferior a la potencia contratada por el usuario a la distribuidora: dado que en el modelo se reunieron en un mismo punto de conexión varios usuarios que además de ser consumidores, son productores de energía, se estableció una potencia que es una fracción de la potencia del transformador alimentador de la sub-estación en cuestión. (ii) La potencia del generador FV debe guardar relación con el espacio físico disponible para la instalación de PSFVs. No obstante, la tendencia general en el modelo fue la de sobredimensionar las centrales de generación de manera tal de tener la posibilidad de considerar escenarios que generen un importante impacto causado por el nivel de penetración y analizar qué sucede si se originan situaciones operativas indeseadas. Alimentador ITASA En la Figura 2 se puede observar el recorrido de la línea de distribución que suma un total aproximado de 1,88 km partiendo desde la ET Paraná Este. De la misma se encuentran conectados 4 transformadores de MT a BT (1,3,5 y 6) y a su vez posee 2 puntos de medición en MT (2 y 4). Se observan además las cargas asociadas en cada uno de los puntos y las respectivas PSFVs. El conjunto de los datos del alimentador se detallan en la Tabla 1.

Figura 2: Alimentador ITASA.

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Nº Nombre Tramo Long. Tramo Trafo MT/BT Identificación Pot. Pico PSFV

(m) (kVA) ENERSA (kWp) 1 IT L01 630 630 T06025 100 2 IT L02 880 Cliente MT T04635 600 3 IT L03 120 400 T05202 30 4 IT L04 20 Cliente MT T04636 300 5 IT L05 100 400 T15203 30 6 IT L06 130 1000 T05203 300

Tabla 1: Alimentador ITASA.

De igual manera, se realizaron modelos para los restantes dos alimentadores CARTOCOR y PETROPACK, utilizando los mismos criterios. RESULTADOS Análisis de los perfiles de tensión de los alimentadores A partir del modelo, se estudia el comportamiento de cada unos de los alimentadores para escenarios de demanda y generación fijos. Cada análisis se realiza para 6 porcentajes de la demanda máxima (DM) estimada: 10%, 20%, 40%, 60%, 80% y 100% y para 3 niveles distintos de penetración FV: (i) Escenario 1: Máxima generación FV (100%), (ii) Escenario 2: Generación FV media (40%), (iii) Escenario 3: Generación FV mínima (10%). La comparación se realiza además con la situación en la cual no existe generación para poder visualizar de manera más acabada el efecto que produce sobre cada uno de los alimentadores la incorporación de las PSFVs. Se obtuvieron resultados para los cuales es necesario considerar la reglamentación en tal sentido: «La contribución del o los generadores al incremento o la caída de tensión en la línea de distribución de BT, entre el centro de transformación (o la subestación de origen donde se efectúe la regulación de la tensión) y el punto de conexión, en el escenario más desfavorable para la red, no debe ser superior al 2,5% de la tensión nominal de la red de BT. Complementariamente, en ningún caso y en punto de la red a la que esté conectado el GG, la tensión podrá superar el 10% de la tensión nominal de la red.» (Res. Nº 019/15, 2015). Para todos los casos analizados, se cumplió con los estándares de la reglamentación vigente al momento de las simulaciones. La figura 3 ilustra los perfiles de tensión del alimentador ITASA expresados en valores porcentuales al valor base (13,2 kV) y en función de la distancia a la barra de MT.

Figura 3: Perfiles de tensión máxima generación FV a diferentes porcentajes de la demanda

máxima: Itasa.

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Perfil de tensión de la barra de 13,2kV Se puede observar que para los tres escenarios de generación la barra no sufre variaciones de tensión significativas frente al aporte de generación FV y a diferentes demandas. Esto se ilustra en la figura 4.

Figura 4: Perfil de tensión para generación y demanda: Barra 13,2 kV.

Análisis de los flujos de potencia en los alimentadores Para poder realizar las simulaciones se definieron por un lado curvas de potencia activa y reactiva reales de cada uno de los alimentadores para un día tipo de demanda. Estas curvas surgen de mediciones que la empresa de energía ENERSA realiza sobre éstos en el punto de conexión con la barra de 13,2 kV. Esto significa que se ha realizado el modelado con la demanda total de cada alimentador esto es, la suma de las demandas parciales de todos los clientes asociados a los mismos. Por otro lado, se cargaron en el modelo de las simulaciones perfiles de generación FV reales para tres «tipos de día» diferentes. Esta información se obtuvo de mediciones de potencia de corriente alterna a la salida del inversor (Pac) de la PSFV de 2,88 kWp conectada a red instalada en la UTN – FRP. Simplificaciones: • Una vez definido el perfil de generación para una PSFV de 2,88 kWp en cualquiera de los tres escenarios, se escaló multiplicando éste por un factor de escala proporcional al tamaño del resto de las plantas de mayor porte. Esto se validó con simulaciones hechas por medio del paquete PVsyst V5.02 - Evaluation Mode (PVsyst, 2017) • Cada distribuidor tiene una sola curva de demanda para los tres escenarios de generación diaria. No obstante, el aporte de potencia de generación proviene del conjunto completo de las centrales FV. Se exponen los resultados obtenidos para el alimentador Itasa, el cual posee una curva de demanda que no es plana.

Figura 5: Potencia activa – Itasa: Día despejado.

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Lo que se observa en la Figura 5 son las curvas de potencia activa del alimentador con y sin generación FV combinados con el perfil de generación correspondiente. Este flujo de potencia es visto desde la fuente de energía actual, vale decir la ET Paraná Este y por este motivo, se observa una disminución de aporte por parte de la misma en la ventana horaria solar. Integrando en el tiempo las curvas de potencia correspondientes se realizó un balance energético para cada día de estudio. Para un día despejado, la energía aportada por el sistema al alimentador con generación FV es de 1.270,96 kWh mientras que en ausencia de ésta arroja un valor de 1.542,58 kWh lo que significa una reducción de un 18%. La Figura 6 muestra que no existe una variación del flujo de potencia reactiva dado que se considera despreciable el aporte reactivo FV. Debido a esta situación, es importante observar también qué sucede con el factor de potencia (FP) (Figura 7).

Figura 6: Potencia reactiva – Itasa: Día despejado.

Figura 7: FP – Itasa: Día despejado.

Análisis de las pérdidas en la red PSS®SINCAL SIEMENS permite calcular las pérdidas de la red que se encuentra bajo simulación. El software analiza todas las variables y componentes de la red y arroja resultados globales expresados en kW que permiten visualizar una idea general de cómo, en este caso puntual, la incorporación de GD disminuye las pérdidas. Esto se puede observar en la Figura 8. Para un día despejado las pérdidas en términos de valores de energía con generación FV arrojan un valor de 20,43 kWh mientras que sin generación 23,16 kWh lo que significa una reducción de un 11,80%.

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Figura 8: Pérdidas de la red – Itasa: Día despejado.

Utilización de los transformadores de la ET Con la incorporación de GD es posible reducir la utilización de los transformadores. Para los tres escenarios de generación planteados, tanto el transformador 1 como el 2 reducen en iguales valores porcentuales su utilización debido a que una parte de la energía proviene de la generación in–situ. Sólo se hará una referencia gráfica para el caso del transformador 2 en un día parcialmente nuboso a través de la Figura 9.

Figura 9: Utilización transformador 2 ET Paraná Este: Día parcialmente nuboso.

La utilización de los transformadores de la ET Paraná se reduce por acción de las PSFVs: (i) Día despejado: 9,69%, (ii) Día parcialmente nuboso: 7,23% (iii) Día nublado: 4,17%. CONCLUSIONES Por medio del presente trabajo se logró cumplir con el objetivo general y los específicos planteados en un principio. Se pudo estudiar el comportamiento y la respuesta de la RD eléctrica del PIP frente a la incorporación de una tecnología madura de GD como los SFVRs, modelando parte de la misma a partir de la información provista por la empresa de energía de la Provincia de Entre Ríos, de la PSFV de 2,88 kWp de la UTN – FRP y a través de herramientas computacionales específicas como el PSS®SINCAL SIEMENS así como también un aporte particular del PVsyst V5.02 - Evaluation Mode. Se pudieron plantear escenarios críticos en las simulaciones permitiendo analizar flujos de potencia y energía activa, perfiles de tensión, pérdidas de la red, porcentaje de utilización de transformadores de potencia. Todo el análisis realizó no sólo con datos de generación y demanda reales sino también bajo la mirada de los estándares requeridos por las normas actuales.

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Se simularon plantas de 3, 30, 100, 300 y 600 kWp utilizando premisas de diseño tales que permitieron mantener cierta homogeneidad en las condiciones de simulación y se obtuvo un criterio para la simplificación del escalamiento de los perfiles de generación FV directamente multiplicando el perfil de la PSFV de 2,88 kWp por un factor proporcional al tamaño del resto de las plantas de mayor porte. En los tres alimentadores (ITASA, CARTOCOR y PETROPACK) se observa una mejora en los niveles de tensión frente a la incorporación de generación FV, incluso cuando es mínima. En ninguno de los casos se viola la Res. Nº 019/15 que es la reglamentación que establece los valores porcentuales límite. En máxima generación para los alimentadores Itasa en 10% y 20% de DM, Cartocor en 10% y 20% de DM, Petropack en 10% de DM se observa un perfil incremental de tensión en la distancia. Aún en las mejores condiciones de generación, la barra de 13,2 kV no se ve sustancialmente afectada y prácticamente no existe una modificación en el perfil de tensión con la incorporación de GD, lo que garantiza estabilidad en la misma. Cuando se realizó un análisis con perfiles de generación y demanda diarios, en todos los casos se produce una reducción del aporte de potencia por parte de la ET Paraná Este por la incorporación de GD: (i) ITASA en día despejado: 18%, (ii) CARTOCOR en día parcialmente nuboso: 7,4%, (iii) PETROPACK en día nublado: 3,65%. Dependiendo del comportamiento del perfil de demanda de cada alimentador, supeditado entre otras cosas a la ventana de trabajo de las empresas involucradas, la curva es plana en mayor o menor medida y en todos los casos la curva de potencia reactiva no se ve modificada. Se produce una importante reducción en las pérdidas de la red bajo estudio: (i) Día despejado: 11,8%, (ii) Día parcialmente nuboso: 9,51%, (iii) Día nublado: 5,93%. La utilización de los transformadores de la ET Paraná se reduce por acción de las PSFVs: (i) Día despejado: 9,69%, (ii) Día parcialmente nuboso: 7,23% (iii) Día nublado: 4,17%, lo cual supone beneficios como el aumento de su vida útil. Esto es de interés para las compañías que brindan el servicio de la electricidad, fabricantes de transformadores y compañías de seguros ya que es factor decisivo para gestionar el riesgo asociado con la confiabilidad de la red y para brindar un servicio eléctrico de calidad. REFERENCIAS CAMMESA [en línea] Informe Mensual de Junio de 2019. CAMMESA. Dirección URL: <

http://www.cammesa.com/linfomen.nsf/MINFOMEN?OpenFrameSet> [consulta: 14 de agosto de 2019]

CAMMESA [en línea] Informe Anual 2015. CAMMESA. Dirección URL: < http://portalweb.cammesa.com/Documentos%20compartidos/Informes/Informe%20Anual%202015.pdf> [consulta: 14 de agosto de 2019]

DECRETO 4315/16 MPIS [en línea] Poder Ejecutivo de Entre Ríos. Sancionado el 29-dic-2016. Publicada el 04-ago-2017 en Boletín Oficial 26227. Dirección URL: < https://www.entrerios.gov.ar/goberios/decretos/> [consulta: 15 de agosto de 2019]

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Ley N° 26.190 [en línea] Honorable Congreso de la Nación Argentina. Sancionada el 06-dic-2006. Publicada el 02-ene-2007 en Boletín Oficial 31064. Dirección URL: < http://servicios.infoleg.gob.ar/infolegInternet/verNorma.do?id=123565> [consulta: 14 de agosto de 2019]

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INCORPORATION OF GRID-CONNECTED PHOTOVOLTAIC SYSTEM S: PARANÁ’S INDUSTRIAL PARK

ABSTRACT: This work presents a study of the behavior and response of the electrical distribution network of the Paraná’s Industrial Park at Entre Ríos Province, Argentina, upon incorporation of grid-connected photovoltaic systems. Part of that network was modeled through specific computational tools, particularly through the SIEMENS PSS@SINCAL software and through the package PVSyst V5.02 - Evaluation Mode. The models employed information provided by the electric power company of Entre Ríos Province (ENERSA) and also data extracted from the 2,88 kWp photovoltaic plant installed at the Regional Faculty of Paraná of the National Technological University. Different scenarios were implemented to analyze active and reactive power fluxes, voltage profiles, network losses, percentage of use of power transformers. The analysis was done not only with real generation and demand data but also from the viewpoint of standards required by actual norms and observing the quality of the energy generated by grid-connected photovoltaic systems, whose technical factibility and advantages were demonstrated. Keywords: Grid-connected photovoltaic systems, voltage profiles, power fluxes, PSS®SINCAL SIEMENS, PVsyst V5.02 - Evaluation Mode.

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