Introducción

Las redes de baja tensión, concebidas bajo el supuesto de flujo unidireccional de potencia desde los centros de transformación hacia los usuarios finales, enfrentan hoy condiciones de operación para las que no fueron diseñadas: la inyección de potencia por parte de usuarios-generadores produce flujos bidireccionales que alteran los perfiles de tensión, modifican la distribución de cargas en los alimentadores y pueden comprometer la calidad del servicio eléctrico, en particular durante los períodos de baja demanda con alta irradiación solar.

El concepto de capacidad de alojamiento (hosting capacity, HC) ofrece el marco técnico para determinar el nivel máximo de generación distribuida (GD) que una red puede incorporar sin violar los límites operativos establecidos por la normativa vigente. Su adopción supera el criterio heurístico del 15% de la carga de pico del alimentador, que durante años operó como regla de conexión por defecto: en [1] se demostró que este umbral, aplicado sin considerar las características individuales de cada circuito, sobreestima la capacidad de absorción en redes débiles y la subestima en redes robustas, con el resultado de que conexiones aparentemente dentro de norma pueden generar violaciones técnicas mientras redes con capacidad disponible permanecen subaprovechadas. El enfoque de HC resuelve esta ambigüedad al vincular el límite de penetración con la respuesta eléctrica específica de cada circuito; una revisión sistemática de los métodos disponibles para su determinación puede consultarse en [2].

La evidencia disponible sobre el comportamiento de la HC en redes residenciales de baja tensión señala a la sobretensión como la restricción técnica predominante. En [3], a partir de un análisis probabilístico sobre 128 alimentadores reales del Reino Unido, se identificó la tensión nodal como el criterio más frecuentemente violado ante la incorporación de GD. En [4], mediante un método simplificado de Monte Carlo aplicado sobre 50.000 sistemas reales de baja tensión de una distribuidora del sureste de Brasil, se verificó que la sobretensión es el primer criterio violado en más del 60% de los circuitos, con una distribución de HC que sigue aproximadamente una función lognormal de media 38,2% y desviación estándar 17,6%. En el mismo trabajo se documentó que la carga relativa del sistema al mediodía es el parámetro de mayor poder predictivo sobre la HC: a mayor carga relativa, mayor capacidad de absorción de potencia fotovoltaica antes de que la tensión supere el límite admisible. Esta correlación entre carga y HC es el fundamento del cual parte el presente trabajo al adoptar la densidad de demanda como variable organizadora del análisis.

1. Perfil promedio de potencia de un usuario-generador residencial típico. El área sombreada representa el excedente inyectado a la red, que constituye la condición de riesgo de sobretensión.

El mecanismo subyacente reside en la descoordinación temporal entre los perfiles de consumo y generación residencial. Mientras la demanda doméstica alcanza su pico en el horario nocturno, la generación fotovoltaica entrega su máximo en horas diurnas, cuando la carga es mínima. La Figura 1 muestra los perfiles promedio de potencia de un usuario-generador residencial típico del área de concesión analizada, tanto en verano como en invierno. El área sombreada representa el excedente inyectado a la red, con una duración diaria de generación de ~12,5 horas en verano y ~9,5 horas en invierno, y un pico promedio de inyección de ~3,8 kW y ~2,8 kW respectivamente. En esas condiciones, la potencia inyectada no encuentra demanda local suficiente y fluye hacia el transformador, elevando progresivamente la tensión en los nodos a lo largo del alimentador. La magnitud de ese incremento depende de la impedancia equivalente del circuito: cuanto mayor es la longitud del alimentador y la resistencia de los conductores, mayor es la elevación de tensión producida por una misma inyección de potencia activa [5]. En [6], combinando perfiles reales de generación y consumo con distintas estrategias de control de inversores, se cuantificó la HC para inversores de operación pasiva en un 37,5% sobre un alimentador de prueba estándar, valor que depende de las características estructurales del circuito analizado, como ilustra el análisis de flujo de potencia sobre una red urbana real realizado en [7], donde penetraciones de hasta el 30% resultaron viables sin modificaciones en la red, aunque penetraciones superiores (hasta 50%) serían posibles con reingeniería de los sistemas de control de tensión.

La jerarquía de restricciones no es invariante. En ciertos contextos de red, el flujo inverso de potencia y la distorsión armónica de corriente pueden alcanzar sus límites normativos antes que la tensión fundamental supere el umbral admisible [8]. Adicionalmente, la instalación aleatoria de sistemas monofásicos puede elevar el factor de desequilibrio por encima del límite del 2% en nodos extremos, con una probabilidad de falla del 30% cuando la mitad de los usuarios dispone de generación [9]; y la distorsión armónica introducida por los inversores reduce la HC respecto del valor calculado exclusivamente a partir de la tensión fundamental [10]. Estos fenómenos definen el contorno de las simplificaciones adoptadas: el modelo del presente trabajo opera sobre tensión fundamental en esquema trifásico balanceado.

Una línea metodológica relevante es la estimación de HC directamente a partir de datos de campo, sin depender de modelos de red detallados. En [11] se procesaron 25 millones de muestras de tensión registradas por 949 inversores fotovoltaicos conectados en línea en Suecia para construir, a partir de la sensibilidad empírica dV/dP, un mapa de HC para 20 de las 21 regiones del país; este enfoque ofrece una vía de validación independiente de los límites calculados mediante simulación. El valor del análisis sobre redes reales frente a alimentadores de prueba normalizados ha sido señalado explícitamente en [12], donde se desarrolló una metodología de modelado automatizado sobre la red de Energy Queensland para superar los errores sistemáticos que introducen las topologías genéricas al no capturar la diversidad real de impedancias dentro de una misma área de concesión.

La literatura ha documentado que la regulación pasiva mediante ajuste de taps presenta limitaciones ante la penetración de GD, atribuyendo ese comportamiento al conflicto entre los requerimientos de tensión de los dos períodos críticos del ciclo diario: la corrección de la sobretensión diurna y el soporte de tensión durante el pico nocturno de demanda [13], [14]. La dependencia de ese límite respecto de parámetros estructurales de la red, como la longitud de los alimentadores y la carga relativa del circuito, también está documentada [3], [4]. Sin embargo, la mayor parte de esos estudios opera sobre redes genéricas o modelos estadísticos, y no traduce esos resultados a indicadores directamente aplicables por el operador de red. El EPRI reconoce que la HC varía sustancialmente entre alimentadores de una misma área de concesión y que el diseño del circuito es uno de sus factores determinantes [1], pero no ofrece criterios diferenciados por densidad de demanda que puedan aplicarse como regla operativa. El presente trabajo aborda esa ausencia: verifica ese mecanismo sobre redes reales con distintas densidades de demanda y cuantifica el límite operativo pasivo expresándolo en función de la densidad de demanda como criterio de planificación aplicable sin simulación caso a caso.

Objetivos del trabajo

Objetivo general: Evaluar la capacidad de alojamiento de GD fotovoltaica residencial en redes de baja tensión urbanas, determinando los límites técnicos de penetración en función de la densidad de demanda dentro de un horizonte de planificación de cinco años.

Los objetivos específicos son los siguientes. Primero, caracterizar el comportamiento eléctrico de tres configuraciones de red representativas de distintas densidades de demanda ante la incorporación progresiva de usuarios-generadores. Segundo, evaluar el efecto de esa incorporación sobre los perfiles de tensión nodal a lo largo del horizonte de planificación, identificando las condiciones que conducen al incumplimiento de los criterios normativos vigentes. Tercero, determinar para cada configuración el nivel máximo de penetración compatible con la operación normal de la red, considerando el ajuste de taps del transformador como única herramienta operativa disponible. Cuarto, identificar el mecanismo operativo que define la frontera de HC en cada configuración, estableciendo si la limitación surge del agotamiento del rango de ajuste del transformador o del conflicto entre los requerimientos de tensión de los dos períodos críticos del ciclo diario. Quinto, establecer criterios diferenciados de planificación por densidad de demanda aplicables sin necesidad de simulación caso a caso.

Metodología

El estudio se basa en la simulación de flujos de carga sobre modelos de redes reales de baja tensión, con el objetivo de evaluar el efecto de la incorporación progresiva de GD fotovoltaica sobre los niveles de tensión y la carga de los equipos. El enfoque adoptado corresponde al análisis determinístico de HC, orientado a establecer condiciones límite de operación bajo escenarios de peor caso dentro de un horizonte de planificación de cinco años [7].

Selección de los centros de transformación

Se seleccionaron tres centros de transformación (CT) pertenecientes al área de concesión de una empresa distribuidora urbana, representativos de tres niveles de densidad de demanda: baja (0,7 MW/km²), media (2,9 MW/km²) y alta (7,0 MW/km²). Estos valores son representativos de las categorías de referencia de ~1, ~3 y ~7 MW/km² respectivamente; los umbrales de HC determinados corresponden a los CT analizados y su extrapolación a otros circuitos dentro de la misma categoría debe considerar la variabilidad estructural de cada red. Cada CT fue modelado a partir de su topología real, incorporando los parámetros eléctricos efectivos de los conductores, la configuración de red existente y los niveles de carga registrados en operación normal. La densidad de demanda fue adoptada como variable organizadora del análisis porque sintetiza en un único parámetro, de uso habitual en planificación, las características estructurales que determinan la capacidad de absorción de potencia inyectada: longitud de los alimentadores, impedancia equivalente y concentración espacial de carga.

2. Topología de los tres CT analizados con perfil de tensiones en operación base. (a) Baja densidad (0,7 MW/km²). (b) Media densidad (2,9 MW/km²). (c) Alta densidad (7,0 MW/km²). Los datos de red corresponden al área de concesión de una distribuidora urbana y se presentan anonimizados.

La Figura 2 ilustra la topología de red de cada CT en condición de operación base. La diferencia en extensión de los alimentadores y densidad de nodos entre los tres circuitos es el correlato topológico directo de las distintas densidades de demanda: a mayor densidad, alimentadores más cortos e impedancia equivalente menor, lo que determina una menor sensibilidad de la tensión ante inyecciones de potencia.

Horizonte de planificación y construcción de escenarios

El análisis considera un horizonte de cinco años, coherente con los ciclos de planificación operativa de la empresa. Se tomó como punto de partida la condición de máxima carga admisible sin incumplimientos técnicos en el año terminal del horizonte ("año 5"), definida como el estado en el cual la red opera en el límite de sus capacidades en ausencia de GD. A partir de esa condición, el estado inicial ("año 0") se reconstruyó aplicando una tasa de crecimiento de la demanda del 5% anual en sentido inverso, valor representativo del crecimiento histórico del área de concesión. Este procedimiento garantiza que los umbrales determinados sean conservadores y robustos en el tiempo, al evaluarlos sobre la condición de carga más exigente dentro del período analizado.

La tasa de crecimiento de demanda del 5% anual es representativa del área de concesión analizada; en distribuidoras con tasas distintas, los umbrales de HC aquí determinados pueden diferir, por lo que su aplicación fuera del contexto original requiere validación.

Modelo del usuario-generador

Se consideró como caso base un usuario residencial típico con sistema de generación fotovoltaica conectado a la red de baja tensión. A partir de datos reales de operación, se definieron las siguientes características representativas: tipo de usuario residencial tarifa T1, potencia de acople de 4 kW (valor promedio), sistema de generación fotovoltaico con inyección de excedentes, perfil de generación con máximo en horas diurnas y variación estacional, y perfil de consumo típico residencial con pico en horario nocturno. La combinación de ambos perfiles produce la condición más exigente para la regulación de tensión: la inyección de potencia a la red ocurre en los períodos de menor demanda, cuando la capacidad de absorción del sistema es mínima.

El modelo opera en esquema trifásico balanceado con distribución homogénea de usuarios-generadores e inversores de operación pasiva. Estas simplificaciones acotan el alcance del estudio a los efectos de la regulación de tensión fundamental, excluyendo el desequilibrio de fases por conexión monofásica aleatoria y la distorsión armónica introducida por los inversores, cuya incidencia sobre los límites de HC fue discutida en la sección anterior.

El modelo no ha sido validado contra medición de campo en los centros de transformación analizados. Las principales fuentes de incertidumbre son tres: la distribución homogénea de usuarios-generadores, que no captura el efecto de la concentración espacial de GD en nodos de alta sensibilidad; el uso de un perfil de consumo típico único, que no refleja la variabilidad estocástica de la demanda individual; y la ausencia de perfiles de irradiación con resolución intrahoraria, que puede subestimar picos instantáneos de inyección. En consecuencia, los umbrales determinados deben interpretarse como límites de la operación pasiva bajo condiciones de peor caso conservadoras, con validez sobre el rango de topologías urbanas representadas. La sensibilidad empírica dV/dP registrada por los inversores instalados en las redes analizadas constituye una vía de contraste independiente que se identifica como extensión directa de este trabajo.

Niveles de penetración evaluados

Se evaluaron niveles de penetración del 0%, 25%, 30%, 40%, y 50% o superiores según el caso, definidos como el porcentaje de usuarios conectados que disponen de sistemas de generación. La incorporación de usuarios-generadores se modeló de forma progresiva con distribución homogénea sobre la red.

Criterios técnicos de evaluación y herramienta operativa

El desempeño de la red se evaluó frente a tres criterios simultáneos: regulación de tensión dentro del rango normativo de ±8% respecto de la tensión nominal; carga de conductores por debajo de la corriente nominal admisible; y carga del transformador dentro de los límites de capacidad del equipo. Se consideró que un escenario presenta restricciones técnicas cuando alguno de estos criterios no puede satisfacerse, incluso agotadas las posibilidades de regulación mediante ajuste de taps del transformador.

El ajuste de taps fue modelado como la única herramienta operativa disponible, con incrementos discretos de ±2,5% y ±5%, replicando los rangos reales de los equipos del área de concesión. Esta restricción es deliberada: el objetivo del trabajo es determinar los límites de la operación pasiva de la red, sin activar las funciones de control Volt-VAR ni Volt-Watt habilitadas por la normativa vigente para inversores con capacidad de regulación, como punto de referencia para la planificación. Las posibilidades de extensión de esos límites mediante estrategias de control activo se analizan en la Discusión. Se denomina operación pasiva a este esquema, en el que la única herramienta de regulación disponible es la posición de tap del transformador, sin activar funciones de control en los inversores.

La evaluación de cada escenario se clasificó en tres categorías operativas según la existencia de una posición de tap que satisfaga simultáneamente ambas restricciones de tensión: operación normal sin intervención, operación viable con ajuste de tap, e inviabilidad técnica cuando ninguna posición de tap satisface ambas condiciones en forma simultánea. Esta clasificación da lugar al mapa de factibilidad operativa presentado en la Figura 3, que se desarrolla en la sección de Resultados.

3. Mapa de factibilidad operativa. Verde: operación normal sin intervención. Amarillo: viable con ajuste de tap. Rojo: inviable, requiere inversión. Gris: escenario no simulado.

Resultados

Los resultados se presentan para los tres centros de transformación analizados, ordenados por densidad de demanda creciente. En cada caso se identifica el nivel máximo de penetración de GD compatible con la operación normal de la red dentro del horizonte de planificación de cinco años, considerando el ajuste de taps del transformador como única herramienta operativa disponible. El criterio de factibilidad es la existencia de al menos una posición de tap que satisfaga simultáneamente el límite superior de tensión (+8%) y el límite inferior (−8%): un escenario es inviable cuando ninguna posición de tap permite cumplir ambas restricciones al mismo tiempo. La Figura 3 presenta el mapa de factibilidad operativa para los tres CT, sintetizando la condición de cada escenario en función de esa capacidad del ajuste de taps.

Redes de baja densidad de demanda

En la red de baja densidad (0,7 MW/km²), el sistema presenta condiciones operativas adecuadas en el escenario base, sin sobrecargas ni violaciones de tensión. Al incorporar GD, para un nivel de penetración del 25% la red opera dentro de los límites normativos mediante ajuste de taps en la mayor parte del horizonte; sin embargo, en determinados períodos del horizonte tardío ninguna posición de tap satisface simultáneamente ambos límites de tensión. Aplicando el criterio de factibilidad declarado, que clasifica como inviable cualquier escenario en el que exista al menos un período sin solución de tap, el nivel del 25% queda excluido. Para una penetración del 30%, la regulación mediante taps es suficiente durante los primeros ~2,5 años del horizonte; a partir de ese punto, la sobretensión diurna no puede corregirse sin comprometer el margen frente al límite inferior nocturno, por lo que el escenario se clasifica como inviable. Para niveles del 40%, no es posible mantener los niveles de tensión dentro del rango normativo en ningún escenario analizado. En todos los casos, la tensión mínima está determinada por el pico de demanda nocturno, donde la GD no tiene incidencia. La HC máxima sin inversión adicional en esta configuración es menor al 25%; dado que no se simularon niveles intermedios entre 0% y 25%, el límite preciso no puede determinarse dentro del alcance de este trabajo, y se adopta conservadoramente el umbral de <25% como criterio de planificación para redes de esta densidad.

Redes de media densidad de demanda

En la red de media densidad (2,9 MW/km²), la mayor robustez estructural se traduce en una mayor capacidad para absorber GD. Para niveles del 25% y 30%, no se presentan violaciones de tensión en ningún escenario del horizonte de análisis con la posición de tap base. Para un nivel del 40%, se requiere seleccionar una posición de tap diferente de la base para mantenerse dentro de los límites normativos, lo que la red logra en todo el horizonte. Para una penetración del 50%, la regulación resulta insuficiente: las condiciones de sobretensión no pueden corregirse sin comprometer los niveles mínimos de tensión, lo que implica la necesidad de adelantar inversiones en la red. Al igual que en el caso anterior, los valores mínimos de tensión están dominados por el comportamiento de la demanda, mientras que los máximos se ven fuertemente influenciados por la GD. La HC máxima sin inversión adicional en esta configuración es del orden del 40%.

El mecanismo que define este límite opera a lo largo del horizonte de planificación: a medida que la demanda crece año a año, el operador selecciona posiciones de tap progresivamente más elevadas para sostener la tensión mínima en el pico nocturno. Esa elevación acumula un sesgo al alza en el perfil de tensión que, combinado con el incremento de la inyección fotovoltaica, reduce el margen disponible frente al límite superior hasta volverlo irrecuperable en los años finales del horizonte (años 4–5). No es el agotamiento del rango de ajuste lo que impone el límite, sino la incompatibilidad entre los requerimientos de tensión de los dos períodos críticos del ciclo diario.

Redes de alta densidad de demanda

Para redes de alta densidad (7,0 MW/km²), los resultados muestran un comportamiento significativamente diferente. Para niveles de penetración de hasta 60%, no se registran problemas de tensión ni sobrecargas. Incluso en escenarios de alta penetración, la regulación de tensión mediante taps resulta suficiente para mantener los valores dentro de los límites normativos. Recién para niveles superiores, del orden del 75%, comienzan a observarse desviaciones en los niveles de tensión en condiciones específicas de baja demanda. Se identifican además limitaciones estructurales no eléctricas, asociadas a la disponibilidad de superficie para instalación de sistemas fotovoltaicos en entornos urbanos de alta densidad edilicia, lo que limita de facto la penetración máxima alcanzable. La HC máxima sin inversión adicional supera el 60% en esta configuración.

Síntesis comparativa

Los resultados de los tres casos permiten establecer una relación monótona entre densidad de demanda y capacidad de alojamiento: a mayor densidad, mayor nivel de penetración de GD admisible sin requerir inversiones en la red. La TABLA I consolida los umbrales determinados. La diferencia de al menos 35 puntos porcentuales entre los extremos del rango analizado evidencia la inadecuación de cualquier criterio único de penetración aplicado de forma indiscriminada sobre redes con características estructurales distintas.

1. SÍNTESIS DE LÍMITES DE HC POR DENSIDAD DE DEMANDA.

La Figura 4 muestra la tensión máxima nodal registrada en cada CT en función del nivel de penetración. Las pendientes diferenciadas de las tres curvas reflejan la distinta sensibilidad de cada configuración ante la inyección de potencia: la red de baja densidad presenta la mayor tasa de incremento de tensión por punto porcentual de penetración adicional, como consecuencia de su mayor impedancia equivalente.

La Figura 5 resume la relación entre densidad de demanda y HC máxima para los tres CT analizados. La tendencia observada sugiere que la densidad de demanda es un predictor de la capacidad de alojamiento dentro del rango urbano analizado. A modo de referencia, el criterio heurístico del 15% queda sistemáticamente por debajo de los valores calculados para todos los CT del estudio, confirmando que su aplicación indiscriminada subestima la HC real incluso en el circuito más restrictivo analizado.

Discusión

Interpretación de los resultados

Los tres casos muestran que la HC crece con la densidad de demanda y el límite operativo surge del conflicto entre los requerimientos de tensión de los dos períodos críticos del ciclo diario, no del agotamiento del rango de ajuste del transformador. La posición de tap que corrige la sobretensión diurna compromete el margen disponible para absorber la caída de tensión en el pico nocturno de demanda. Al verificar empíricamente este mecanismo sobre tres topologías reales con densidades de demanda distintas, el trabajo lo utiliza como criterio para establecer la frontera operativa de la HC pasiva en cada configuración. Más allá de ese límite, el operador pierde toda capacidad de gestión con los recursos convencionales, independientemente de la posición de tap que adopte. Este resultado es consistente con los valores puntuales reportados en trabajos previos sobre redes específicas (como el 37,5% de [6] sobre un alimentador de prueba estándar, o el 30% documentado en [7] para una red urbana del Reino Unido) que, precisamente por no discriminar la densidad de demanda como variable, no permiten establecer criterios generalizables de planificación. Los umbrales aquí determinados explican esa dispersión: cada valor previo refleja las características estructurales del circuito analizado, no un límite universal.

4. Tensión máxima nodal en función del nivel de penetración de GD para los tres CT, bajo condición de peor caso (mínima demanda, máxima irradiación) y posición de tap base, sin optimización de regulación. La línea punteada horizontal indica el límite normativo de +8% respecto de la tensión nominal. Los escenarios clasificados como “Requiere Intervención” en la Figura 3 presentan tensión superior al límite normativo en la posición de tap base pero disponen de al menos una posición alternativa que satisface simultáneamente ambas restricciones de tensión en todo el horizonte. El segmento punteado en alta densidad indica tramo sin simulación intermedia.

Influencia de la densidad de demanda

La Figura 5 muestra una relación aproximadamente lineal entre densidad de demanda y HC, con una variación de al menos 35 puntos porcentuales entre los extremos del rango analizado. El mecanismo es la impedancia equivalente del circuito: a mayor longitud de alimentadores, correlato topológico de la baja densidad como ilustra la Figura 2, mayor es la elevación de tensión producida por una misma inyección de potencia activa. Son precisamente las redes con menor demanda las que presentan mayor sensibilidad ante la inyección fotovoltaica, lo que invierte la intuición de que dispondrían de mayor holgura para incorporar generación.

Este resultado avanza sobre los hallazgos de [3] y [4] en términos de aplicabilidad operativa. Ambos trabajos documentan la variabilidad de la HC entre alimentadores y su dependencia de parámetros estructurales de la red, pero ninguno traduce esa dependencia a un parámetro directamente disponible en los sistemas de planificación de las distribuidoras. La densidad de demanda cumple ese rol: los umbrales determinados pueden aplicarse como criterio de primera aproximación sin necesidad de simulación caso a caso.

5. Capacidad de alojamiento (HC) máxima sin inversión adicional en función de la densidad de demanda, basado en n=3 redes reales de distribución urbana. La línea gris punteada indica el umbral heurístico tradicional del 15%. El símbolo abierto () indica que el valor graficado representa una cota superior; la HC real para esa densidad es menor al valor indicado.

Rol y límites de la regulación de tensión

En [13] y [14] se señaló, sobre redes europeas y norteamericanas, que el tap simple provee alivio inicial ante la sobretensión pero actúa de forma global sobre el perfil del alimentador y resulta insuficiente ante alta variabilidad de la relación carga/generación. Los resultados aquí presentados confirman ese argumento sobre topologías reales y lo precisan: la Figura 4 muestra que las pendientes de incremento de tensión máxima con la penetración son distintas entre los tres CT, y que en redes de baja densidad incluso desplazamientos pequeños del tap reducen el margen disponible frente al límite inferior nocturno con mayor rapidez que en redes densas. La insuficiencia del tap no se produce por falta de rango de ajuste, sino por la incompatibilidad entre los requerimientos de ambos períodos, lo que define el tipo de solución necesaria: herramientas que actúen localmente sobre la inyección en nodos específicos, como el control Volt-MPC propuesto en [15], que opera sin almacenamiento, o la coordinación de inversores y almacenamiento estudiada en [16], sin comprometer el perfil global del alimentador. Los umbrales aquí establecidos constituyen la línea de base sobre la cual puede cuantificarse el incremento de HC que esas estrategias son capaces de proveer en cada densidad de red.

Contribución, limitaciones y trabajos futuros

La contribución de este trabajo es traducir los límites de HC a una variable de planificación accesible, con umbrales diferenciados por densidad de demanda obtenidos sobre condiciones de peor caso y aplicables sin simulación. El criterio del 15% queda por debajo de los valores calculados incluso para el circuito más restrictivo, pero la novedad no es solo demostrar su conservadurismo: es ofrecer una alternativa diferenciada que preserve la lógica conservadora sin sacrificar capacidad de conexión en redes robustas.

La limitación de mayor impacto sobre los umbrales establecidos es la distribución homogénea de usuarios-generadores, dado que la concentración espacial de GD en nodos de alta sensibilidad puede reducir la HC respecto del valor calculado con distribución uniforme, como sugiere la evidencia probabilística de [3] y [4]. Cuantificar ese efecto mediante un modelo probabilístico con distribución empírica de adopción es la extensión más directa de este trabajo. En segundo lugar, la activación de funciones Volt-VAR o Volt-Watt en los inversores, habilitadas por el estándar IEEE 1547-2018 [17], tiene el potencial de extender los límites aquí establecidos sin inversión en infraestructura, y su evaluación sobre los mismos tres CT constituye la línea de trabajo de mayor valor práctico inmediato. Adicionalmente, la sensibilidad empírica dV/dP registrada por los inversores instalados en las redes analizadas ofrece una vía de validación independiente de los umbrales aquí calculados [11].

Conclusiones

El presente estudio cuantifica empíricamente cómo el conflicto de regulación de tensión entre la sobretensión diurna y la caída de tensión en el pico nocturno de demanda determina los límites operativos de redes de baja tensión reales frente a la penetración de GD fotovoltaica. La simulación sobre tres centros de transformación con densidades de demanda distintas verifica que este mecanismo restringe la capacidad de alojamiento pasiva antes de que se alcancen los límites térmicos de los equipos, y que la posición de tap que corrige la sobretensión diurna compromete el margen disponible para absorber la caída de tensión en el pico nocturno, de modo que más allá del límite de HC ninguna posición satisface ambas restricciones en forma simultánea. Es ese conflicto, y no el agotamiento del rango de ajuste, el que define la frontera técnica de penetración de cada configuración de red. El mecanismo amplificador es la impedancia equivalente del circuito: a mayor longitud de alimentadores, mayor es la elevación de tensión por unidad de potencia inyectada y menor el margen disponible antes de que el conflicto entre períodos críticos se vuelva irresolvible.

El aporte central es la sistematización de ese límite en función de la densidad de demanda. Los resultados establecen que redes de baja densidad admiten niveles de penetración menores al 25%, las de media densidad alcanzan niveles del orden del 40%, y las de alta densidad superan el 60%, sin requerir inversiones adicionales. Esta diferencia de al menos 35 puntos porcentuales entre los extremos del rango analizado evidencia la inadecuación de criterios únicos de penetración aplicados sin considerar las características estructurales del circuito, y ofrece una alternativa al umbral heurístico del 15% basada en una variable de gestión directamente disponible en los sistemas de información de las distribuidoras. La extensión de estos resultados hacia esquemas con control activo de inversores y almacenamiento distribuido constituye la línea de trabajo inmediata para cuantificar el potencial de ampliación de la HC más allá de los límites de la operación pasiva aquí establecidos.

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Declaración de conflictos de interés

El autor declara que no existen conflictos de interés en relación con este manuscrito.

Disponibilidad de datos y código

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