Evaluación Técnica y Regulatoria de la Penetración Fotovoltaica en Redes de Distribución: Simulación Automatizada con CYME y PySpark Aplicada a un Circuito Real

Technical and Regulatory Assessment of Photovoltaic Penetration in Dis-tribution Networks: Automated Simulation with CYME and PySpark Ap-plied to a Real Circuit

Este estudio presenta una evaluación técnica y regulatoria de la penetración de generación fotovoltaica en redes de distribución, mediante una metodología automatizada que integra el modelado eléctrico con CYME/Cympy y el procesamiento masivo de datos con PySpark. La metodología se aplica a un circuito real de distribución de media tensión, utilizando perfiles de carga horarios por tarifa, y simulando múltiples escenarios de penetración y dimensionamiento de generación distribuida instalada en las cargas seleccionadas (UPR). Se analizaron variables clave como la demanda neta, pérdidas técnicas, flujos inversos y derivadas horarias, incorporando criterios como el dimensionamiento a máxima demanda, a demanda mínima y a demanda máxima en horas solares. Los resultados revelan el impacto de la generación distribuida sobre la curva de carga del alimentador, la aparición de flujos inversos, la transformación horaria de la demanda y la eficiencia del sistema. El estudio permite identificar zonas operativas críticas y validar el uso de plataformas automatizadas para estudios regulatorios y técnicos de generación distribuida, sobre bases de datos reales y redes modeladas con fidelidad. La propuesta destaca por su aplicabilidad en contextos reales de planificación, siendo una herramienta valiosa tanto para empresas distribuidoras como para entes reguladores interesados en escenarios de transición energética.

This study presents a technical and regulatory assessment of photovoltaic generation penetration in distribution networks, using an automated methodology that integrates electrical modeling with CYME/Cympy and large-scale data processing with PySpark. The methodology is applied to a real medium-voltage distribution circuit, using hourly load profiles by tariff, and simulating multiple penetration and sizing scenarios of installed distributed generation at selected loads (UPR). Key variables such as net demand, technical losses, reverse flows, and hourly derivatives were analyzed, incorporating criteria such as sizing at maximum demand, minimum demand, and maximum demand during solar hours. The results reveal the impact of distributed generation on the feeder load curve, the emergence of reverse flows, the hourly transformation of demand, and overall system efficiency. The study identifies critical operating zones and validates the use of automated platforms for regulatory and technical studies of distributed generation, using real databases and accurately modeled networks. The proposal stands out for its applicability in real-world planning contexts, making it a valuable tool for both distribution companies and regulatory bodies interested in energy transition scenarios.