Artículo Académico/ Academic Paper
Recibido: 30-10-2025 Aprobado tras revisión: 13-01-2026
Forma sugerida de citación: Agila, D; Gavela, P; Novoa, E; Torres, D. (2026). “Impacto de la conexión de generación distribuida
instalada de manera concentrada o dispersa en redes de distribución desbalanceadas de medio y baja tensión”. Revista Técnica
“energía”. No. 22, Issue II, Pp. 85-94
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
Doi: https://doi.org/10.37116/revistaenergia.v22.n2.2026.722
© 2026 Autores Esta publicación está bajo una licencia internacional Creative Commons Reconocimiento –
No Comercial 4.0
Impact of the Connection of Concentrated or Dispersed Distributed
Generation on Unbalanced Medium- and Low-Voltage Distribution Networks
Impacto de la Conexión de Generación Distribuida Instalada de Manera
Concentrada o Dispersa en Redes de Distribución Desbalanceadas de Medio y
Bajo Voltaje
X.P. Gavela1
0000-0001-9567-1680
E.G. Novoa1
0000-0001-9593-6837
D.C. Agila1
0009-0007-1563-3694
D.J. Torres1
0009-0000-9713-6120
1Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador
E-mail: ximena.gavela@epn.edu.ec, daniela.agila@epn.edu.ec, edison.novoa@epn.edu.ec, dylan.torres@epn.edu.ec
Abstract
This paper presents a technical methodology for the
evaluation and prioritization of photovoltaic distributed
generation (PV-DG) projects connected to unbalanced
low- and medium-voltage distribution networks.
Detailed simulations are performed on real distribution
feeders considering variations in installed capacity,
connection type (single-phase and three-phase), and
spatial allocation (concentrated and dispersed). Twenty-
four integration scenarios are analyzed to assess their
impact on voltage profile, power losses, voltage
unbalance, harmonic distortion, feeder loading, and
maximum admissible connection distance. As a main
contribution, the study derives quantifiable technical
thresholds that support decision-making processes for
the planning and regulatory approval of PV-DG
projects. The proposed methodology provides a
structured, multivariable framework that enhances
conventional impact assessments and can be directly
applied by distribution utilities and regulatory agencies
in relation to the integration of PV_DG into distribution
networks.
Resumen
Este artículo presenta una metodología técnica para la
evaluación y priorización de proyectos de generación
distribuida fotovoltaica (GD-FV) conectados a redes de
distribución desbalanceadas de baja y media tensión. A
partir de simulaciones detalladas en alimentadores
reales, se analizan variaciones en la capacidad instalada,
el tipo de conexión (monofásica y trifásica) y la
localización de la GD-FV (concentrada y dispersa). Se
evalúan 24 escenarios de integración, considerando su
impacto sobre el perfil de tensión, pérdidas de potencia,
desbalance de tensión, distorsión armónica,
cargabilidad de líneas y distancia máxima de conexión.
Como principal aporte, el estudio establece umbrales
técnicos cuantificables que permiten priorizar proyectos
de GD-FV bajo criterios operativos y de calidad del
producto. La metodología propuesta constituye una
herramienta aplicable a procesos de planificación,
regulación y toma de decisiones en relación a la
integración de GD-FV en redes de distribución.
Index terms— Distributed Generation (DG),
Photovoltaic Generation, Impact of PVDG, Power
Distribution System
Palabras clave: Generación Distribuida (GD),
Generación Fotovoltaica (GD-FV), Impacto de la GD-
FV, Sistema Eléctrico de Distribución.
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Edición No. 22, Issue II, Enero 2026
1. INTRODUCCIÓN
El crecimiento sostenido de la demanda eléctrica y la
necesidad de diversificar las fuentes de suministro han
impulsado la integración de generación distribuida (GD)
en los sistemas eléctricos de distribución. En particular,
la generación fotovoltaica distribuida se ha consolidado
como una alternativa relevante debido a su modularidad,
reducción de tiempos de implementación y contribución
a la descarbonización del sector energético. En países con
alta dependencia de generación hidroeléctrica, como
Ecuador, la GD-FV adquiere especial importancia al
mitigar los riesgos asociados a la variabilidad hidrológica
y a los períodos de estiaje.
No obstante, la inserción de GD en redes de
distribución, especialmente en redes radiales
desbalanceadas de baja y media tensión, puede generar
efectos adversos sobre el desempeño del sistema. Entre
los principales impactos se encuentran las
sobretensiones, el incremento de pérdidas técnicas, el
flujo de potencia inverso, el aumento del desbalance de
tensión y la degradación de la calidad del producto
eléctrico debido a la distorsión armónica. Estos efectos
dependen de múltiples factores, tales como la capacidad
instalada, el tipo de conexión, la ubicación del generador
y la distancia desde la fuente principal.
Aunque la literatura técnica aborda el análisis del
impacto de la GD desde distintas perspectivas, la mayoría
de los estudios evalúa escenarios aislados o se centra en
un número limitado de indicadores eléctricos.
Adicionalmente, los marcos regulatorios suelen basar la
factibilidad de conexión en criterios parciales, como la
cargabilidad del transformador, sin integrar de manera
simultánea variables críticas de calidad del producto,
balance de fases y distancia de conexión.
En este contexto, el presente trabajo propone una
metodología de evaluación técnica multivariable que
permite priorizar proyectos de generación distribuida
fotovoltaica cuando existen múltiples solicitudes de
conexión sobre una misma infraestructura. La
metodología se fundamenta en simulaciones detalladas
realizadas sobre redes reales de baja y media tensión y en
un análisis comparativo de normativas internacionales.
De esta forma, se establecen criterios técnicos
cuantificables que contribuyen a una integración segura,
eficiente y regulatoriamente consistente de la GD-FV en
redes de distribución.
2. METODOLOGÍA
Para el estudio del impacto técnico de la GD sobre
redes de distribución, se ha considerado la evaluación de
GD de tipo fotovoltaica, incorporada en redes
desbalanceadas, con topología radial bajo los escenarios
que se describen a continuación:
Caso 1: Red de baja tensión, evaluada en doce
escenarios
Para las simulaciones se consideró la red baja tensión
de fig.2 evaluada en 12 escenarios. El modelo de red
(referencia de la EEQ) se caracteriza por su
configuración radial, número significativo de cargas,
distancia considerable entre el transformador y el
suministro más lejano y un transformador con capacidad
nominal de 100 kVA, 13,8 kV/220 V. De los 12
escenarios, 9 corresponden a la conexión trifásica de GD
con capacidades de 30 kW, 60 kW y 90 kW concentradas
al final del alimentador, a la mitad del alimentador y
distribuidas de forma dispersa a lo largo del mismo. Los
últimos 3 escenarios corresponden a la conexión
monofásica de GD con capacidad de 30 kW, en las
mismas ubicaciones que se consideraron para los
primeros casos de estudio [1].
Figura 1: Característica de Escenario Caso 1[1]
Caso 2: Red de media tensión, evaluada en doce
escenarios
Para la evaluación de la GD incorporada a nivel de
media tensión se utilizó la red que se muestra en la fig.2.
Esta red corresponde a un alimentador radial de la ciudad
de Santo Domingo, con una tensión nominal de 13,8 kV
y cargas desbalanceadas. La red propuesta fue analizada
en 12 escenarios de conexión de GD-FV que integran 1
MW, 2 MW y 3 MW conectados de manera concentrada
al inicio, al final, en la mitad del alimentador, y de forma
dispersa según los escenarios que se describen.
Figura 2: Característica de Escenario Caso 2[1]
Escenario
30 kW
60 kW
90 kW
Final alimentador
Mitad del
alimentador
A lo largo del
alimentador
Monofásico
Trifásico
1 X X X
2 X X X
3 X X X
4 X X X
5 X X X
6 X X X
7 X X X
8 X X X
9 X X X
10 X X X X
11 X X X X
12 X X X X
Características de escenarios de caso 1
Escenario
1 MW
2 MW
3 MW
Inicio alimentador
Mitad alimentador
Final alimentador
A lo largo del
alimentador
1 X X
2 X X
3 X X
4 X X
5 X X
6 X X
7 X X
8 X X
9 X X
10 X X
11 X X
12 X X
Caracteristicas de escenarios de caso 2
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Gavela et al. / Impacto de la conexión de generación distribuida instalada de manera concentrada en redes de distribución
El análisis de los parámetros que comúnmente se ven
comprometidos a causa de la integración de GD a la red
permite identificar los escenarios con mejores
condiciones operativas, con la finalidad de establecer y
sustentar una metodología para la priorización de
proyectos de GD en función del impacto técnico (positivo
o negativo) sobre la red. Bajo este criterio, para cada
escenario de los dos casos de estudio se obtuvo el perfil
de tensión, cargabilidad de las líneas, pérdidas de
potencia, desbalance de tensión, distorsión armónica de
tensión y de corriente. Adicionalmente, se realizó un
análisis de sensibilidad con el objetivo de determinar la
distancia máxima a la cual se debe conectar GD-FV, ya
sea concentrada o dispersa, desde la cabecera del
alimentador, considerando que las pérdidas estén
limitadas y que el nivel de tensión se mantenga dentro de
niveles permisibles [1]
2.1 Presentación de Resultados
Niveles de tensión: Tal como se observa en la fig. 3.
Los escenarios 1, 2, 4 y 12 que corresponden a la
conexión de 60 y 90 kW trifásicos concentrados al final
del alimentador presentan niveles de tensión superiores
al límite, llegando a valores de 133,96 V, evidenciando
que la ubicación y la capacidad de la GD son factores
críticos para las condiciones operativas de la red. El
escenario de conexión de 30 kW monofásicos dispersos
a lo largo del alimentador también genera un impacto
debido a que, si bien mejora el nivel de tensión a 130,81
V, está muy cerca del límite máximo, pudiendo superar
dicho valor. Para el resto de los escenarios, los niveles de
tensión se mantienen dentro del rango admisible.
Figura 3: Niveles de Tensión en los 12 Casos de Estudio en la
Red de Baja Tensión [1]
Cargabilidad del transformador: Tal como se
observa en la fig. 4. Existe una reducción del flujo de
corriente hacia la red principal en los escenarios de
conexión dispersa, lo que mejora la eficiencia
térmica. Escenarios 4, 5 y 6, que corresponden a la
conexión de 60 kW trifásicos, presentan flujo de
potencia inverso hacia el transformador, condición
que puede afectar la selectividad y direccionalidad de
los esquemas de protección diseñados bajo supuestos
de flujo unidireccional en redes radiales.
Figura 4: Cargabilidad del Transformador en los 12 Casos de
Estudio de Baja Tensión [1]
Cargabilidad de las líneas de distribución: Los
resultados muestran que la conexión concentrada de GD-
FV con potencias elevadas incrementa la cargabilidad de
las líneas de distribución, mientras que la conexión
dispersa reduce las corrientes circulantes respecto al caso
base, mejorando el desempeño térmico del alimentador.
Además, en los escenarios donde se conectan 30 kW
trifásicos o monofásicos, ya sea concentrados o
dispersos, la cargabilidad es menor en relación con el
caso base.
Figura 5: Cargabilidad de las Líneas de Distribución en los 12
Casos en la Red de Baja Tensión. [1]
Pérdidas de potencia: Cuando se incorpora GD a
la red, normalmente se espera una reducción en los
niveles de pérdidas; sin embargo, este efecto
dependerá de la topología de la red, así como de la
ubicación de la GD y su capacidad. En Ecuador, un
nivel aceptable de pérdidas en un alimentador es de
6,2 %. El análisis de pérdidas indica una disminución
promedio del 6,2 % al 5,7 % al integrar GD
moderada, confirmando que la inserción de GD-FV
puede contribuir a la reducción de pérdidas técnicas
únicamente bajo configuraciones de capacidad y
ubicación adecuadamente seleccionadas.
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Edición No. 22, Issue II, Enero 2026
Figura 6: Pérdidas de Potencia Totales en los 12 Casos de
Estudio en la Red de Baja Tensión [1]
Desbalance de tensión: Los resultados muestran un
incremento del desbalance de tensión en escenarios con
GD-FV monofásica, que se debe a la inyección
asimétrica de potencia activa en una sola fase, lo que
distorsiona la distribución de corrientes y tensiones en
redes inherentemente desbalanceadas, llegando incluso a
superar el límite normativo del 2%, cuando la GD-FV se
ubica al final del alimentador.
Figura 7: Desbalance de Tensión en los 12 Casos de Estudio
en la Red de Baja Tensión. [1]
Distorsión armónica de tensión: En la fig. 8, se
observa que los escenarios 1 y 10 correspondientes a
la conexión de 90 kW trifásicos y 30 kW monofásicos
concentrados al final del alimentador, superan el
límite de 5%; Además se puede deducir que conforme
se disminuye capacidad de GD, ya sea concentrada o
dispersa, el nivel de THDV disminuye, por otro lado,
cuando se conecta GD-FV monofásica, el valor del
THDV aumenta considerablemente, y en algunos
casos puede superar el límite.
Figura 8: Distorsión Armónica de Tensión en la Red de Baja
Tensión. [2]
Distorsión armónica de corriente: En la fig. 9 se
observa que en los casos 1, 4, 10 y 12, el valor de
THDI supera el nivel máximo de 3%, lo que
evidencia un impacto relevante asociado a la
conmutación de los convertidores electrónicos de
potencia.
Figura 9: Distorsión Armónica de la Corriente en la
Red de Baja Tensión. [2]
A continuación, se presenta un cuadro resumen de los
resultados obtenidos de los 12 escenarios analizados.
Tabla 1: Resumen de los Resultados Obtenidos en las
Simulaciones de los 12 Escenarios de la Red de Baja
Tensión. [2]
2.2 Análisis de Sensibilidad
El análisis de sensibilidad permite determinar la
distancia máxima de conexión de la GD-FV. Para dicho
análisis se aumenta paulatinamente la distancia del
alimentador, inicialmente de 152,92 m a 200 m, 300 m,
400 m, 500 m, 750 m, 1 km y 1,5 km con el fin de evaluar
tensiones mínimas y máximas y pérdidas, verificando
que estas se mantengan en niveles permisibles. Los
resultados se presentan a continuación:
Tabla 2: Cuadro Comparativo de Pérdidas en el Alimentador de
Baja Tensión. [2]
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Gavela et al. / Impacto de la conexión de generación distribuida instalada de manera concentrada en redes de distribución
Tabla 3: Tensión Máxima en la Red de Baja Tensión. [2]
Tabla 4: Tensión Mínima en la Red de Baja Tensión. [2]
En las tablas 2, 3 y 4 se puede observar que la
inserción de potencia de 90 kW en GD-FV (conexión
trifásica) supera el límite de pérdidas para conexiones a
500 m, 750 m y 1,5 km.
En lo que respecta a la conexión de GD-FV en redes
de media tensión, los estudios arrojan los siguientes
resultados:
Niveles de tensión y THD de tensión: En la fig.10 se
evidencia que para todos los casos los niveles de tensión
se mantienen dentro de los límites operativos
permisibles. Así mismo, los resultados indican que la
distorsión armónica total de tensión asociada a la
integración de GD-FV no supera los valores
recomendados, evidenciando que, bajo las
configuraciones evaluadas, la calidad de la tensión no se
ve comprometida
Figura 10: Niveles de Tensión de la red de Media
Tensión [3]
Análisis de IHD de tensión: En todos los
escenarios evaluados, los valores de distorsión
armónica individual de tensión se mantienen por
debajo del umbral del 3%. No obstante, como se
observa en la Fig. 11. Las configuraciones con GD-
FV conectada de forma dispersa presentan menores
niveles de distorsión armónica individual en
comparación con aquellas en las que la GD-FV se
conecta de manera concentrada, evidenciando una
mejora en la calidad de la tensión bajo esquemas de
inyección distribuida.
Figura 11: IHD de Tensión en la Red de Media Tensión con
Generación Distribuida Dispersa.[3]
Análisis de THD de corriente: En la Fig. 12 se
presenta el análisis de la distorsión armónica de
corriente para los distintos escenarios evaluados. Los
resultados muestran que, bajo configuraciones de
conexión concentrada de GD-FV, los niveles de
distorsión armónica total de corriente se incrementan
de manera significativa. En particular, en los
escenarios 1, 4, 5, 6, 7, 8 y 9 —correspondientes a la
conexión concentrada de 1 MW, 2 MW y 3 MW al
inicio, en la mitad y al final del alimentador—, la
distorsión armónica de corriente supera valores del
20%, evidenciando un impacto relevante sobre la
calidad de la corriente inyectada a la red.
Figura 12: Análisis de THD de Corriente en la Red de
Media Tensión[3]
Las simulaciones evidencian que cuando se
conecta GD-FV concentrada, la distorsión armónica
de corriente puede ser un factor importante para su
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Edición No. 22, Issue II, Enero 2026
priorización, por lo que su valoración conforme al Std
IEEE 519 puede ser considerada dentro de los
procesos de evaluación de GD implementados por las
distribuidoras.
Desbalance de tensión y pérdidas: De los análisis
realizados se determina que en ninguno de los
escenarios propuestos se produce desbalance de
tensión o se superan pérdidas más allá del 3,5%.
Cargabilidad de las líneas de distribución: En
el caso base, el alimentador presenta una cargabilidad
elevada; sin embargo, al conectar GD, esta se reduce,
lo que presenta una mejora en el desempeño de la red.
Figura 13: Cargabilidad de las Líneas de Distribución en la
Red de Media Tensión[2]
A continuación, se presenta un cuadro con el resumen
de los resultados obtenidos para los 12 escenarios
evaluados.
Tabla 5: Resumen de los Resultados Obtenidos en las
Simulaciones de los 12 Escenarios en la Red de Media
Tensión [2]
Análisis de Sensibilidad: Mediante este análisis se
verifica la distancia máxima desde la cabecera del
alimentador hasta la que podrá conectarse GD-FV. La
longitud inicial del alimentador es de 3318,4 m y se
aumentó hasta 15 km, multiplicando cada tramo por un
factor de escalamiento para realizar análisis a 3, 6, 9 y 15
km. Las variables de análisis son tensiones y pérdidas,
verificando que estos sean mayores a 0,96 p.u. y menores
al 10% respectivamente. Los resultados del análisis de
sensibilidad muestran que en la red de baja tensión la
distancia de conexión impacta significativamente en las
pérdidas y el nivel de tensión, mientras que en la red de
media tensión la distancia de conexión de GD tiene
mayor impacto en las pérdidas de energía.
Tabla 6: Tensiones Mínimos en la Red de Baja Tensión[2]
Las tablas 5 y 6 muestran que en ningún escenario se
supera el límite del 10%. Con respecto a la tensión
mínima, la distancia máxima de conexión de GD-FV es
de 6 Km, con este límite se asegura que, en cualquier
escenario de conexión, la tensión no sea inferior a 0.96 p.
u, determinándose así que la distancia máxima de
conexión de GD-FV concentrada o dispersa es de 6 Km,
para no afectar las condiciones óptimas de la red.
3. DISCUSION DE RESULTADOS DE LOS
ESTUDIOS EN MEDIA Y BAJA TENSIÓN
Los resultados obtenidos evidencian que el impacto
de la GD-FV sobre redes de distribución desbalanceadas
depende de manera simultánea de la capacidad instalada,
el tipo de conexión, la ubicación a lo largo del
alimentador y la distancia desde la fuente. Esta
interacción multivariable confirma que evaluaciones
basadas en un único criterio, como el perfil de tensión o
la cargabilidad del transformador, resultan insuficientes
para determinar la factibilidad técnica de proyectos de
GD.
En redes de baja tensión, los escenarios con GD-FV
concentrada hacia el extremo del alimentador presentan
incrementos significativos en el nivel de tensión,
llegando a superar los límites normativos cuando la
capacidad instalada excede el 60% de la capacidad del
transformador. Este comportamiento se explica por la
reducción del flujo de potencia activa desde la
subestación, combinada con la elevada impedancia del
alimentador, lo que amplifica los efectos de elevación de
tensión. En contraste, la conexión dispersa de GD-FV
distribuye la inyección de potencia a lo largo del
alimentador, mitigando las sobretensiones y reduciendo
la cargabilidad térmica de las líneas.
El análisis de pérdidas técnicas muestra que la
inserción moderada de GD-FV puede contribuir a su
reducción; sin embargo, cuando la GD se concentra en un
único punto y se aproxima a la capacidad nominal del
transformador, las pérdidas aumentan debido al
incremento de corrientes circulantes y al flujo de potencia
inverso. Este resultado pone de manifiesto que la
90
Gavela et al. / Impacto de la conexión de generación distribuida instalada de manera concentrada en redes de distribución
reducción de pérdidas no es un efecto garantizado de la
GD, sino que depende de una adecuada selección de la
capacidad y ubicación del proyecto.
La conexión de GD-FV monofásica evidencia ser un
factor crítico en redes de baja tensión desbalanceadas.
Los resultados muestran incrementos sustanciales en el
desbalance de tensión, particularmente cuando la GD se
conecta al final del alimentador, superando el límite del
2% en varios escenarios. Este efecto se atribuye a la
inyección asimétrica de potencia en una sola fase, lo que
confirma la necesidad de considerar explícitamente el
desbalance de tensión como criterio prioritario en los
procesos de evaluación y priorización de proyectos
monofásicos.
En lo que respecta a la calidad del producto eléctrico,
los análisis armónicos revelan que la distorsión armónica
de tensión y corriente se incrementa de forma más
pronunciada en configuraciones concentradas de GD-
FV. En redes de baja tensión, varios escenarios superan
los límites de distorsión armónica establecidos,
especialmente en conexiones monofásicas. En redes de
media tensión, aunque la distorsión armónica de tensión
se mantiene dentro de los límites, la distorsión armónica
de corriente alcanza valores superiores al 20% en
escenarios concentrados de 1 a 3 MW, lo que puede
comprometer la operación de equipos y protecciones.
Estos resultados refuerzan la necesidad de incluir
criterios de calidad del producto, conforme a estándares
como IEEE 519, dentro de los procesos de priorización
técnica.
El análisis de sensibilidad permite identificar la
distancia como una variable determinante en el
desempeño de la red. En redes de baja tensión, distancias
superiores a 400 m desde el transformador generan
condiciones no permisibles de tensión y pérdidas para
determinadas configuraciones de GD. En redes de media
tensión, si bien la tensión se mantiene dentro de los
límites hasta distancias mayores, las pérdidas de energía
se incrementan de manera significativa más allá de los 6
km desde la cabecera del alimentador. Estos resultados
evidencian que la distancia de conexión debe
considerarse como un criterio técnico explícito,
complementario a la capacidad instalada.
En conjunto, los resultados confirman que la
conexión dispersa de GD-FV presenta un impacto
técnico más favorable en comparación con
configuraciones concentradas, al reducir riesgos
asociados a sobretensión, distorsión armónica y
sobrecarga de equipos. No obstante, los resultados
también indican que la GD concentrada puede ser
técnicamente viable siempre que se respeten límites
estrictos de capacidad, distancia y calidad del producto,
lo que justifica la necesidad de una metodología de
evaluación multivariable.
Desde una perspectiva práctica, los hallazgos del
estudio respaldan la metodología propuesta como una
herramienta eficaz para la priorización técnica de
proyectos de GD-FV. La integración simultánea de
criterios de tensión, pérdidas, armónicos, desbalance y
distancia permite una evaluación más robusta que los
enfoques convencionales, aportando información
relevante tanto para empresas distribuidoras como para
organismos reguladores encargados de autorizar nuevas
conexiones.
3.1 Análisis de la Normativa Nacional e
Internacional
Con el fin de tomar como referencia los aspectos
normativos que se consideran en países como Colombia,
Argentina, México y Chile, cuyo análisis y comparación
respecto a la normativa ecuatoriana vigente se presentan
en la tabla 7.[4]
Tabla 7: Cuadro Comparativo de la Normativa de Ecuador,
Colombia, Argentina, México y Chile [2][5]
Esta comparativa resulta útil para tener en cuenta
límites y otros aspectos que podrían considerarse para los
nuevos proyectos, como, por ejemplo, la distancia
máxima de conexión de GD desde el transformador.
4. RECOMENDACIONES
4.1 Propuesta Metodológica: Proyectos
Conectados en Baja Tensión
A continuación, se presenta la propuesta para la
evaluación de impacto y priorización de proyectos en
redes de distribución de media y baja tensión, misma que
de forma general se desarrolla en 2 etapas:
- La primera fase considera simulaciones para
obtener resultados de los parámetros eléctricos
de impacto: desbalance de tensión, distorsión
armónica de tensión, distorsión armónica de
corriente y nivel de tensión.
91
Edición No. 22, Issue II, Enero 2026
- La segunda fase corresponde a la evaluación de
los parámetros, comparándolos con los límites
establecidos.
• Proyectos de GD-FV monofásicos
La fig. 14 muestra la metodología propuesta [2].
Figura 14: Metodología de Selección de GD Monofásica en la
Red de baja Tensión.[2]
Según la propuesta metodológica, los aspectos más
importantes a considerar para la selección de proyectos
de GD-FV conectados en redes de baja tensión son los
siguientes [2]:
− La potencia máxima por norma será de 100 kW;
sin embargo, deberá tomarse en cuenta que la
potencia de GD no superará el 90% de la
capacidad del transformador de distribución.
− Dado que se evidenció que las pérdidas se
incrementan significativamente con proyectos
mayores de 90 kW a más de 500 m, la
metodología recomienda limitar la conexión de
GD a un máximo de 400 m.
− La fase a la cual se conecte la GD no debe
superar el 80% de la capacidad de la fase del
transformador.
− En proyectos concentrados de 1–3 MW (Esc. 1,
4, 7), los niveles de distorsión de corriente
superaron el 20%, siendo el efecto adverso más
crítico.
En el caso de no cumplir con uno de los aspectos
técnicos, el proyecto se vuelve no prioritario y se deben
realizar estudios adicionales de flujos de carga, flujos de
potencia monofásicos, estudios de cortocircuito, estudios
de protección y un mayor análisis de impacto en la red.
• Proyectos de GD-FV trifásicos
La priorización sigue la misma sistemática de la
metodología de GD monofásica, con la diferencia de que
además se consideran estudios de cargabilidad del
transformador y del alimentador; así como el análisis de
distorsión armónica de tensión, distorsión armónica de
corriente y niveles de tensión [2].
Figura 15: Metodología de Selección de GD Trifásica
Conectada a la Red de Baja Tensión [2]
Los aspectos más relevantes que considerar respecto
a los proyectos de GD trifásicas son[2]:
− Flujos de potencia trifásicos, pérdidas técnicas,
análisis de cortocircuito y estudios de
protecciones.
− En el caso de no cumplir uno de los aspectos
técnicos, el proyecto se vuelve no priorizado.
4.2 Propuesta Metodológica: Proyectos
Conectados en Media Tensión.
A continuación, se presenta la metodología de
selección para la red de media tensión de fig.16:
Figura 16: Metodología de Selección de GD-FV Conectada a
Red de Media Tensión[2]
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Gavela et al. / Impacto de la conexión de generación distribuida instalada de manera concentrada en redes de distribución
La metodología para la selección de GD-FV
conectada a red de media tensión determina lo siguiente
[2]:
− Capacidad de proyectos: Actualmente los
proyectos están limitados a 2 MW, con la
posibilidad de aumentar la capacidad a 3 MW
con los estudios pertinentes; sin embargo, de los
análisis presentados se determina que, para no
afectar el desempeño de la red, la capacidad no
debe superar el 90% de la capacidad del
transformador; aunque límites óptimos de
penetración de GD para evitar sobretensiones se
ubican entre el 50 % y 70 % de la capacidad del
transformador a nivel internacional.
− Distancia máxima: El análisis de sensibilidad
determina que la distancia límite es de 6 km
desde la cabecera, asegurando así no superar los
límites de distorsión armónica.
− El límite de desbalance de tensión máximo es de
2%; sin embargo, en algunos países, el límite
está en 3%.
− La capacidad del alimentador no debe superar el
80% al instalar la GD Fotovoltaicos.
− La distorsión armónica total de tensión no debe
superar el 5%, pero se recomienda realizar
análisis armónicos individuales.
− Las pérdidas no deben ser mayores del 6,2%; sin
embargo, a nivel internacional se utilizan límites
de 10%.
− En el caso de no cumplir con los criterios
técnicos, el proyecto entra a ser no priorizado.
El interesado en el proyecto debería realizar
mejoras para reducir el impacto en la red de baja
y media tensión. Adicional, se debe considerar
estudios complementarios de flujos de carga,
estudios de cortocircuitos, estudio de
protecciones y análisis de impacto en la red
5. CONCLUSIONES
Este trabajo presenta una metodología técnica para la
evaluación y priorización de proyectos de generación
distribuida fotovoltaica, basada en un análisis
multivariable del impacto en redes de distribución
desbalanceadas de baja y media tensión. A diferencia de
los enfoques tradicionales centrados en indicadores
individuales, la metodología integra parámetros de
calidad del producto, cargabilidad, pérdidas, desbalance
de tensión y distancia de conexión, proporcionando una
visión integral del comportamiento de la red.
Los resultados obtenidos a partir de simulaciones en
redes reales permiten identificar umbrales técnicos
relevantes para la planificación de la GD-FV. En redes de
baja tensión, se evidencia que la conexión concentrada de
GD con capacidades superiores al 60% de la capacidad
del transformador incrementa el riesgo de sobretensión,
flujo de potencia inverso y aumento de pérdidas.
Asimismo, la conexión monofásica, especialmente al
final del alimentador, produce incrementos significativos
en el desbalance de tensión y en la distorsión armónica.
En redes de media tensión, los niveles de tensión se
mantienen dentro de los límites permisibles en todos los
escenarios analizados; sin embargo, la distorsión
armónica de corriente se incrementa considerablemente
en configuraciones de GD concentrada, alcanzando
valores superiores al 20%, lo que resalta la necesidad de
incorporar este parámetro en los procesos de priorización
técnica.
La metodología permite establecer distancias
máximas de conexión de aproximadamente 400 m para
redes de baja tensión y 6 km para redes de media tensión,
garantizando condiciones operativas aceptables en
términos de tensión y pérdidas. Estos valores no son
universales, pero constituyen referencias técnicas útiles
para redes con características similares.
Finalmente, los resultados confirman que la conexión
dispersa de GD-FV mitiga los efectos negativos
asociados a configuraciones concentradas; sin embargo,
la viabilidad de proyectos concentrados dependerá del
cumplimiento estricto de los criterios técnicos
establecidos. La metodología propuesta se presenta como
una herramienta aplicable por empresas distribuidoras y
entes reguladores para mejorar la toma de decisiones y
asegurar una integración técnica eficiente de la
generación distribuida
6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] A. Chicaiza, “Estudio del impacto de la conexión de
generación distribuida en redes de distribución
desbalanceadas de bajo voltaje.”, feb. 2024. [En
línea]. Disponible en:
https://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/25404
[2] D. Agila, “Metodología para el análisis del impacto
técnico de la conexión de sistemas de generación
distribuida conectados de forma dispersa o
concentrada, en redes de distribución radiales y
desbalanceadas de medio y bajo voltaje.”, Escuela
Politécnica Nacional, Quito, 2025. [En línea].
Disponible en:
https://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/26974
[3] A. Villamarin, “Estudio del impacto en la calidad del
producto en las redes de distribución desbalanceadas
de medio voltaje tras la conexión de generación
distribuida dispersa o concentrada”, mar. 2025. [En
93
Edición No. 22, Issue II, Enero 2026
línea]. Disponible en:
https://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/26656
[4] ARCONEL, “Marco normativo para la participación
en generación distribuida de empresas interesadas en
realizar la actividad de generación”, 2024. [En
línea]. Disponible en: https://arconel.gob.ec/wp-
content/uploads/downloads/2024/10/Regulacion-
ARCONEL-006-24-1-3.pdf
[5] “Centrales de Generación Distribuida - Empresa
Eléctrica Quito - Empresa Electrica Quito”. [En
línea]. Disponible en:
https://www.eeq.com.ec/central-gen-dis
Daniela Ágila. Nació en Quito,
Ecuador, el 28 de enero de 2002.
Realizó sus estudios primarios y
secundarios en la Unidad
Educativa “Sagrado Corazón de
Jesús”. Recibió su título de
ingeniera eléctrica de la Escuela
Politécnica Nacional en 2025,
además de ser becada en dos ocasiones por excelencia
académica. Sus campos de interés son energías
renovables y gestión de proyectos.
Patricia Gavela. Doctora en
ingeniería eléctrica. Destaca su
experiencia en la Agencia de
Regulación y Control de
Electricidad, donde se desempeñó
dentro del área de regulación
técnica y de control del sector
eléctrico ecuatoriano. Actualmente
es docente investigadora en la Escuela Politécnica
Nacional.
Edison Novoa. Nació en Quito,
Ecuador, en 1992. Recibió su título
de Ingeniero Eléctrico de la
Escuela Politécnica Nacional en
Quito, Ecuador; el grado de Máster
en Ingeniería Eléctrica en
Distribución de la misma
institución; y actualmente cursa el
Doctorado en Ingeniería Eléctrica en la Escuela
Politécnica Nacional. Sus campos de investigación se
relacionan con la optimización y operación de redes
eléctricas de distribución, el flujo óptimo de potencia, la
integración de generación distribuida y la participación
de sistemas de almacenamiento de energía en los
mercados eléctricos y en los servicios auxiliares.
Dylan Joel Torres Benalcazar. –
Nació en Quito, Ecuador, el 17 de
octubre de 1999. Realizo sus
estudios secundarios en el Colegio
Técnico Salesiano “Don Bosco” de
la Kennedy. Se encuentra cursando
la carrera de Ingeniera Eléctrica de
la Escuela Politécnica Nacional.
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