Un nuevo método basado en el factor de potencia permite a los operadores detectar la solar oculta en las redes de baja tensión

El crecimiento del autoconsumo y de las instalaciones fotovoltaicas distribuidas está modificando el comportamiento de las redes de baja tensión en España. Para los operadores de sistemas de distribución (DSO), esta generación distribuida plantea un problema: conocer la potencia instalada y su producción instantánea es fundamental para planificar y operar la red, pero las instalaciones privadas no siempre cuentan con sistemas de monitorización accesibles para el operador.

El trabajo “A novel approach for disaggregating photovoltaic generation in distribution networks”, dirigido por científicos de la Universitat Politècnica de Catalunya que se publicará en octubre en Electric Power Systems Research, propone una metodología para estimar esa generación utilizando únicamente medidas disponibles en los centros de transformación y técnicas de interpolación, sin recurrir a grandes bases de datos históricas ni a modelos de aprendizaje automático.

Según sus creadores, se plantea una alternativa de baja complejidad para estimar la generación fotovoltaica utilizando datos de redes reales de un DSO español.

El factor P/S como indicador de la generación fotovoltaica

La literatura ha explorado métodos de aprendizaje automático, redes neuronales profundas, observadores adaptativos y técnicas de optimización para separar la generación fotovoltaica del consumo agregado. Sin embargo, estos enfoques requieren habitualmente grandes cantidades de datos históricos, entrenamiento y validación de modelos.

La metodología propuesta utiliza las medidas de potencia activa y reactiva disponibles en el transformador, junto con técnicas de interpolación. Su elemento central es el factor de potencia con signo, definido como P/S: P es positiva cuando la red consume potencia y negativa cuando existe generación hacia la red, mientras que S mantiene siempre un valor positivo.

Los investigadores observaron una correlación entre la irradiancia solar y este factor de potencia. Bajo el supuesto de que las pequeñas instalaciones fotovoltaicas no inyectan potencia reactiva, la generación solar modifica la potencia activa agregada, mientras que la potencia reactiva permanece principalmente asociada al comportamiento de las cargas.

Mantener el signo de P permite conservar esta información. Cuando la generación fotovoltaica supera la demanda local, la potencia activa medida en el transformador puede adoptar valores negativos, indicando que el flujo de energía se dirige hacia la red.

Dos métodos de interpolación

El procedimiento estima primero cuál sería el valor de P/S de la red sin generación fotovoltaica. En redes sin instalaciones solares, el factor de potencia con signo se mantiene relativamente estable, alrededor de 0,98, aunque durante las horas centrales puede aumentar hasta aproximadamente 0,99.

A partir de esta observación se plantean dos métodos. El primero utiliza una interpolación lineal durante las horas de sol, entre las 08:00 y las 21:00 horas. El segundo, emplea una interpolación triangular: parte de 0,98, aumenta hasta 0,99 a las 14:00 horas y posteriormente vuelve a disminuir.

Una vez estimado el P/S correspondiente al escenario sin solar, el método calcula la potencia activa que tendría la red sin generación solar. La diferencia respecto a la potencia activa agregada realmente medida permite estimar la potencia fotovoltaica.

El procedimiento incorpora además una etapa de preprocesamiento para sustituir valores ausentes y valores atípicos mediante interpolación.

Validación en tres subestaciones

Para validar la metodología, los investigadores utilizaron datos reales de una red sin generación fotovoltaica preexistente y superpusieron perfiles solares virtuales. Esto permitió comparar la generación estimada con un perfil de referencia conocido.

El análisis utilizó datos de abril a octubre de 2023 y diferentes niveles de penetración fotovoltaica, desde el 25% hasta el 375% de la demanda punta de las subestaciones.

Los resultados muestran que la precisión mejora claramente a medida que aumenta la penetración fotovoltaica. También, que no existe un método claramente superior en todas las condiciones. Ambos obtuvieron errores inferiores al 10% con penetraciones fotovoltaicas superiores al 150%. El rendimiento depende de las características del perfil de consumo y de la red: el método lineal funciona ligeramente mejor en una de las subestaciones, mientras que el triangular obtiene mejores resultados en otra.

La principal aportación del trabajo es ofrecer una alternativa sencilla a los modelos de inteligencia artificial. Al utilizar únicamente medidas del transformador, la técnica puede ayudar a los DSO a estimar la generación detrás del contador sin instalar sistemas de medición adicionales en cada punto de suministro.

No obstante, los autores señalan que la metodología tiene una limitación importante: presupone que las pequeñas instalaciones fotovoltaicas no aportan potencia reactiva significativa. Si los inversores utilizan funciones Volt-Var, el modelo debe modificarse.