Desequilibrio de voltaje en redes ricas en DER: cuándo la energía solar fotovoltaica ayuda y cuándo no
| Red | Alimentador de prueba de BT europeo IEEE — 55 cargar autobuses, 0.416 kV nominales |
| DER integrado | 40 paneles fotovoltaicos monofásicos, 2.5 kW cada uno 100 kilovatios totales, inversores de seguimiento de red |
| Tres escenarios de carga | Bajo, medio, y desequilibrio de fase alto: la misma carga total, distribución de fase diferente |
| Paradoja clave | La integración fotovoltaica redujo el desequilibrio en el escenario de desequilibrio medio pero lo empeoró en el escenario de desequilibrio bajo |
| Problema de medición | Los índices IEEE PVUR1 y PVUR2 pueden sobreestimar el VUF en un factor de 10 veces, lo que los hace poco confiables para redes ricas en DER |
| Índice más preciso | Factor de desequilibrio CIGRE = reformulación exacta del verdadero VUF IEC, utilizando únicamente magnitudes de voltaje de línea |
| herramienta utilizada | Análisis de flujo de energía OpenDSS en el alimentador de pruebas LV europeo IEEE |
| Fuente | Zabihi, badesa & Hernández, arXiv:2505.23435, Universidad Politécnica de Madrid, Mayo 2025 |
01 Contexto: dos problemas en uno
A medida que los recursos energéticos distribuidos proliferan en las redes de distribución de bajo voltaje, Los ingenieros de calidad de energía enfrentan dos desafíos relacionados pero distintos. El primero es el problema físico.: paneles fotovoltaicos monofásicos, EV cargadores, y los sistemas de almacenamiento de baterías se conectan de manera desigual en las tres fases de un alimentador de distribución, Crear o modificar el desequilibrio de voltaje de maneras que el análisis de red convencional no necesitaba anticipar.. El segundo es el problema de la medición.: la cartera existente de índices de desequilibrio de voltaje, definida por IEEE, IEC, NO, y CIGRE durante décadas de desarrollo de estándares: no todos responden de la misma manera a las desviaciones del ángulo de fase que introduce DER, y algunos pueden dar lecturas engañosamente grandes o pequeñas dependiendo de las condiciones de la red..
Este estudio de caso presenta los hallazgos de un 2025 estudio de Zabihi, badesa, and Hernandez at the Universidad Politécnica de Madrid (UPM), que investigó ambos problemas simultáneamente en el alimentador de prueba LV europeo IEEE: un 55-bus, 0.416 Red de kV que representa una configuración realista de distribución europea de baja tensión. Los dos hallazgos clave del estudio son: primero, que la integración fotovoltaica puede empeorar o mejorar el desequilibrio de voltaje dependiendo de la distribución de carga de referencia; y segundo, que los índices IEEE PVUR1 y PVUR2 comúnmente utilizados pueden sobreestimar el verdadero VUF en un factor de 10 veces o más, haciéndolos poco confiables como herramientas de planificación para redes ricas en DER.[1]
Las empresas de servicios públicos que planifican la integración de DER en alimentadores de BT utilizan habitualmente índices de desequilibrio de tensión simplificados para evaluar el cumplimiento de las normas. 2% Límite de VUF. Si el índice utilizado puede sobreestimar el verdadero VUF en 10×, un alimentador que realmente cumple puede parecer no conforme, lo que desencadena una mitigación costosa que no es necesaria. A la inversa, si el índice subestima el VUF (como lo hace LVUR en ciertos escenarios), puede parecer que un alimentador no conforme pasa. La elección del índice de medición no es un detalle técnico: afecta directamente las decisiones de inversión que pueden ascender a millones de dólares por alimentador..
02 El problema del índice de medición
Actualmente, diferentes organizaciones de normalización utilizan cinco índices de desequilibrio de tensión.. Se diferencian fundamentalmente en lo que miden., como lo miden, y con qué precisión se aproximan al verdadero factor de desequilibrio de voltaje en condiciones reales de la red.:[1]
| Índice | Estándar | Entrada requerida | Precisión vs.. VUF (1–2% rango) | Ángulo de fase incluido? |
|---|---|---|---|---|
| VUF (verdadero) | IEC / IEEE 1159 | Magnitudes de tensión de fase + anglos | Referencia (1.000) | Sí |
| CIGRE | CIGRE | Magnitudes de voltaje de línea únicamente | Exacto (1.000) | Sí (implícitamente) |
| LVUR | NO | Magnitudes de voltaje de línea únicamente | 0.866 - 1.005 | Parcialmente |
| PVUR1 | IEEE Std 141 | Magnitudes de tensión de fase únicamente | 0 – 10,7× | No |
| PVUR2 | IEEE Std 112 / 936 | Magnitudes de tensión de fase únicamente | 0 – 16,1× | No |
Tanto PVUR1 como PVUR2 utilizan únicamente magnitudes de voltaje de fase; ignoran por completo las desviaciones del ángulo de fase.. En una red equilibrada convencional con cargas simétricas, Las desviaciones del ángulo de fase son pequeñas y esta simplificación introduce sólo un error menor.. Pero los paneles fotovoltaicos monofásicos, cargadores monofásicos para vehículos eléctricos, y las cargas monofásicas distribuidas de manera desigual crean desviaciones del ángulo de fase que son comparables en magnitud a las desviaciones de magnitud de voltaje.. En este régimen, PVUR1 y PVUR2 pueden devolver valores de un orden de magnitud diferente del VUF verdadero, en cualquier dirección. El uso de estos índices para evaluar el cumplimiento de la integración de DER es una negligencia de ingeniería.
03 Tres escenarios de desequilibrio: la misma carga, Distribución de fases diferentes
El estudio utilizó tres escenarios de carga en el alimentador de prueba de BT europeo IEEE, cada uno con aproximadamente la misma carga total. (~160-170 kilovatios) pero con diferentes distribuciones en las tres fases, creando bajo, medio, y alto desequilibrio de voltaje inicial:[1]
| Guión | Fase A de carga compartida | Reparto de carga de la fase B | Reparto de carga de la fase C | VUF máx. (antes de PV) | VUF media (antes de PV) |
|---|---|---|---|---|---|
| I - Bajo desequilibrio | 31.7% | 39.5% | 28.8% | 0.982% | 0.787% |
| II — Medium unbalance | 22.2% | 31.5% | 45.3% | 1.625% | 1.255% |
| III — High unbalance | 22.1% | 59.3% | 18.6% | 2.081% | 1.558% |
Scenario III with a VUF maximum of 2.081% already exceeds the EN 50160 límite de planificación de 2% before any DER is added. Scenarios I and II are within limits. The question the study addresses is: what happens to these unbalance levels when 40 single-phase PV panels are added to the network?
04 PV Integration — A Counterintuitive Result
40 single-phase PV panels at 2.5 kW cada uno 100 kilovatios totales, grid-following type — were added to the IEEE European LV Test Feeder and the voltage unbalance was recalculated for all three scenarios. The results were counterintuitive:[1]
| Guión | VUF media antes de PV | VUF media después de PV | Cambiar | Efecto |
|---|---|---|---|---|
| I - Bajo desequilibrio | 0.787% | 0.963% | +22% | Empeorado |
| II — Medium unbalance | 1.255% | 0.702% | −44% | Mejorado |
| III — High unbalance | 1.558% | 1.484% | −5% | Marginal |
El resultado contrario a la intuición en el Escenario I ocurre porque el 40 Los paneles fotovoltaicos monofásicos se distribuyen en las tres fases independientemente de la distribución de carga.. En el escenario I, la carga ya está razonablemente equilibrada (31.7/39.5/28.8%). Añadiendo 100 Los kW de generación que en sí están distribuidos de manera desigual entre fases introduce una nueva fuente de asimetría (la distribución de fases de generación) que aumenta, en lugar de cancelar, el desequilibrio de carga existente.. En el escenario II, la carga está significativamente sesgada (22.2/31.5/45.3%), y la distribución de la fase fotovoltaica inyecta más generación en la fase sobrecargada, compensar parcialmente el desequilibrio existente. El efecto neto depende completamente de qué tan bien la distribución de la fase fotovoltaica coincide con la inversa de la distribución de la fase de carga, un parámetro que las empresas de servicios públicos rara vez controlan en los procesos de aprobación de conexiones residenciales..
05 Perspectiva de la calidad de la energía
Este estudio ofrece dos hallazgos que deberían cambiar directamente la forma en que las empresas de servicios públicos abordan la planificación de la integración de DER.. El primero, que la energía fotovoltaica puede empeorar el desequilibrio de voltaje en alimentadores ya equilibrados, anula la suposición común de que la generación distribuida es neutral o beneficiosa para el desequilibrio.. El segundo, que los índices IEEE PVUR1 y PVUR2 no son confiables en redes ricas en DER, tiene implicaciones inmediatas para cualquier empresa de servicios públicos que todavía utilice estos índices para la evaluación del cumplimiento de los alimentadores de BT..
El hallazgo del índice de medición es el más inmediatamente procesable.. PVUR1 y PVUR2 se utilizan ampliamente en la práctica de servicios públicos de América del Norte porque solo requieren mediciones de magnitud de voltaje, fácilmente disponibles en los medidores existentes.. El índice CIGRE y el verdadero VUF IEC requieren medición fasorial (para VUF) o cálculos de voltaje línea a línea (para CIGRE), Ambos están disponibles en instrumentos modernos de calidad de energía, pero no en medidores de energía estándar.. La consecuencia práctica es que las empresas de servicios públicos que utilizan índices PVUR para evaluar el cumplimiento de la integración de DER pueden estar tomando decisiones equivocadas (ya sea bloqueando conexiones compatibles o aprobando conexiones que no cumplen) basándose en un artefacto de medición en lugar de una condición física real..
Este estudio formaliza lo que los ingenieros experimentados en PQ han sabido informalmente durante años.: la elección del índice de desequilibrio de tensión es importante, y es más importante en entornos ricos en DER que en redes convencionales. Desde la perspectiva de la ingeniería PQ de servicios públicos, El enfoque correcto para la evaluación del desequilibrio del alimentador de BT en escenarios de alto DER es utilizar el índice CIGRE: es accesible computacionalmente. (requiere sólo magnitudes de voltaje de línea, Disponible en cualquier instrumento PQ Clase A.), matemáticamente exacto (resultado idéntico al verdadero VUF), y evita el requisito de medición del ángulo de fase que dificulta la implementación de la definición IEC en implementaciones de monitoreo estándar. El hecho de que CIGRE no haya sido adoptado en los estándares norteamericanos es un accidente histórico, no es un reflejo de su mérito técnico.
Referencias
- Zabihi A, pueblo l, hernandez a. “Evaluación de Métricas de Desequilibrio de Tensión en Redes de Distribución con Alta Penetración DER.” arXiv:2505.23435, Universidad Politécnica de Madrid (UPM), Mayo 2025. Disponible: arxiv.org/abs/2505.23435
- EN 50160:2010+A3:2019. Características de tensión de la electricidad suministrada por las redes eléctricas públicas.. CENELEC, Bruselas.
- IEEE Std 1159-2019. Práctica recomendada por IEEE para monitorear la calidad de la energía eléctrica. IEEE, Nueva York, Nueva York, 2019.
- IEC 61000-4-30:2015+AMD1:2021. Compatibilidad electromagnética — Parte 4-30: Métodos de medición de calidad de potencia. IEC, Ginebra.
- SIN MG-1-2021. Motores y Generadores. Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos, Rosslyn, Virginia.
Zabihi A, pueblo l, hernandez a. “Evaluación de Métricas de Desequilibrio de Tensión en Redes de Distribución con Alta Penetración DER.” arXiv:2505.23435, Universidad Politécnica de Madrid, Mayo 2025.
Ver en arXiv → — Acceso abierto, sin restricciones de licencia para uso académico.
Este estudio de caso se presenta en forma de resumen y comentario con fines educativos.. La sección Perspectiva PQ (Sección 5) y los diagramas SVG son contenido editorial original de IPQDF de Denis Ruest, Maestría en Ciencias. (Aplicado), P.Eng. (retirado.). IPQDF no reivindica la autoría de la investigación original.