La ingeniería de un parque solar recorre una cadena de decisiones: el recurso solar del sitio, la implantación del campo, los strings y el cableado en corriente continua, los inversores y estaciones de transformación, la red colectora de media tensión, la subestación elevadora y la conexión al STR o al STN. Sobre esa cadena se diseñan las protecciones según el Acuerdo CNO 2233 de 2026, el control de planta que pide la CREG 060 de 2019 y, si lo hay, el almacenamiento. Cada etapa tiene su norma y su decisión de ingeniería.
Qué abarca la ingeniería de un parque solar
Un parque solar es una central de generación: convierte la irradiancia en corriente continua en el campo fotovoltaico, la pasa a alterna en los inversores, la eleva en las estaciones de transformación, la recoge por una red de media tensión y la entrega a la red en una subestación elevadora. La ingeniería decide cómo se hace cada paso para que la planta produzca lo esperado, sea segura y cumpla lo que exigen la regulación colombiana y el operador de red.
Estos apuntes siguen la planta por etapas. El marco normativo y los trámites en Colombia están en energía solar fotovoltaica en Colombia. En cada una se indica la decisión de ingeniería que más pesa y la norma que la gobierna. El trámite con el operador de red está en la guía de conexión de parques solares al STR y STN.
- 01Recurso e implantaciónIrradiancia del sitio, separación entre filas, fijo o seguidor
- 02Campo en corriente continuaStrings, cableado, protecciones y puesta a tierra según IEC 62548-1 y NTC 2050
- 03Inversores y estacionesConversión a alterna y elevación a media tensión
- 04Red colectora y subestaciónCircuitos de media tensión, transformador elevador y bahía de conexión
- 05Conexión, protección y controlCREG 075, CREG 060, Acuerdo CNO 2233, PPC y SCADA
Etapa 1: el recurso solar y la implantación
Todo empieza con la irradiancia del sitio. Las primeras estimaciones salen de bases de datos públicas, como el atlas de radiación del IDEAM y la UPME, y se afinan con medición en sitio. Con ese dato se decide la implantación: inclinación de las mesas, separación entre filas, módulos monofaciales o bifaciales, y estructura fija o con seguidores de un eje. En Colombia, cerca del ecuador, el sol pasa alto y la inclinación óptima de una estructura fija es baja.
La separación entre filas fija la relación de cobertura del terreno (GCR): más módulos por hectárea a cambio de más sombra mutua en las primeras y últimas horas del día. Es una decisión económica que se apoya en la simulación de producción; los criterios están en diseño del campo fotovoltaico, y la medición del recurso durante la operación, en estación meteorológica y monitoreo de un parque.
Etapa 2: el campo en corriente continua
El número de módulos por string se fija con la tensión de circuito abierto corregida a la temperatura mínima del sitio, que no puede superar la tensión máxima del módulo ni la del inversor. El mínimo lo pone la ventana de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT) a temperatura alta de celda. A partir de ahí se definen el paralelo de strings, la necesidad de fusibles, las cajas combinadoras si el inversor es central, la sección de los cables y la caída de tensión.
IEC 62548-1 trata los requisitos de diseño del arreglo fotovoltaico: cableado en CC, dispositivos de protección, maniobra y puesta a tierra. En Colombia la instalación también debe cumplir la NTC 2050 y el RETIE. El lado de CC tiene una particularidad que condiciona todo el diseño: mientras haya luz, el campo está energizado y no hay un interruptor aguas arriba que lo desenergice.
Etapa 3: inversores y estaciones de transformación
Hay dos arquitecturas en los parques: inversores centrales de gran potencia en una estación con su transformador, o inversores string distribuidos en el campo que llegan en baja tensión a una estación de transformación. La elección cambia el cableado en CC, el mantenimiento y la disponibilidad. La relación entre la potencia en CC instalada y la potencia nominal del inversor (relación DC/AC) define cuánta energía se recorta en las horas de máxima irradiancia.
La estación de transformación reúne el transformador de media tensión, sus celdas o una RMU y los servicios auxiliares. Varios fabricantes la entregan como un conjunto integrado en contenedor o patín. En el sitio se publican fichas de inversores como Huawei SUN2000, SMA Sunny Central y Sungrow.
Etapa 4: red colectora y subestación elevadora
La red colectora une las estaciones con la subestación por circuitos de media tensión, normalmente subterráneos, en radial o en anillo. Su diseño fija la sección de los cables, las pérdidas, la corriente de falla a tierra según el método de puesta a tierra del neutro y la capacitancia que la red colectora aporta a la planta, que pesa en la reactiva y en las resonancias.
La subestación elevadora lleva la barra de media tensión con las bahías de los circuitos colectores, el transformador de potencia y la bahía de conexión hacia el STR o el STN. Allí están la medida de frontera, las protecciones del punto de conexión y la interfaz con el operador.
Etapa 5: conexión, protecciones y control de planta
Conexión. La capacidad de transporte se asigna por el procedimiento de la CREG 075 de 2021, con los estudios que pide el operador.
Requisitos técnicos. Para plantas solares conectadas al STN y al STR, la CREG 060 de 2019 fija el control de potencia activa y frecuencia, el control de tensión, la curva de capacidad de reactiva y el soporte ante huecos de tensión. La reactiva que exige se mide en el punto de conexión, no en los bornes del inversor.
Protecciones. El Acuerdo CNO 2233 de 2026 fija las protecciones de la conexión. Para el anti-isla de plantas con inversores recomienda como método principal el disparo transferido; las funciones pasivas 27/59, 81 y 81R solo cuentan dentro de una lógica híbrida. El detalle por equipo está en protecciones de una planta solar.
Control y supervisión. El controlador de planta (PPC) coordina los inversores para cumplir las consignas en el punto de conexión, y el SCADA, sobre la red descrita en comunicaciones de una planta solar, entrega al CND las señales y variables meteorológicas que pide la regulación.
Etapa 6: almacenamiento, pruebas y operación
Si el proyecto incluye baterías, se decide si se acoplan en el bus de CC de los inversores o en la barra de media tensión, y cómo se coordinan su sistema de gestión y el control de planta. La CREG 101 113 de 2026 regula los sistemas de almacenamiento con baterías (SAEB) y exige inversor formador de red desde 1 MW.
La ingeniería termina con las pruebas: IEC 62446-1 para el sistema fotovoltaico, las pruebas de equipos de media y alta tensión, las de protecciones y las que exigen el CNO y XM. El recorrido está en pruebas para energizar una planta solar.
Particularidades de los sitios colombianos
- Altitud. Muchos proyectos andinos están por encima de 2000 m. El aire menos denso reduce la rigidez dieléctrica y la capacidad de refrigeración, así que transformadores, celdas e inversores se especifican para la altitud del sitio según su norma de producto y la hoja de datos del fabricante. En un parque de Cucunubá, a 2590 m, medimos la calidad de potencia y la cargabilidad de sus transformadores.
- Corrosión. Cerca del mar Caribe el aire salino exige elegir recubrimientos y materiales por categoría de corrosividad atmosférica, que se clasifica según ISO 9223.
- Descargas atmosféricas. Colombia tiene zonas de alta densidad de rayos. La evaluación del riesgo se hace con NTC 4552 o IEC 62305, y de ella salen el apantallamiento, la puesta a tierra y los DPS del lado de CC y de CA.
- Obra civil y licencias. Las estructuras y cimentaciones siguen el reglamento sismorresistente NSR-10, y el proyecto necesita sus permisos ambientales. Son disciplinas aparte de la ingeniería eléctrica, pero sus plazos condicionan el cronograma.
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- Pruebas para energizar una planta solar
- Comisionamiento de sistemas BESS
Referencias
- Ministerio de Minas y Energía, Resolución 40117 de 2024, Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE), y sus modificaciones.
- ICONTEC, NTC 2050, Código Eléctrico Colombiano.
- CREG, Resolución 075 de 2021, procedimiento de asignación de capacidad de transporte.
- CREG, Resolución 060 de 2019, requisitos técnicos de plantas solares fotovoltaicas y eólicas.
- CREG, Resolución 101 113 de 2026, sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías.
- CNO, Acuerdo 2233 de 2026, requisitos de protección.
- IEC 62548-1:2023, Photovoltaic (PV) arrays – Part 1: Design requirements.
- IEC 62446-1, Photovoltaic (PV) systems – Requirements for testing, documentation and maintenance – Part 1: Grid connected systems.
- ISO 9223, Corrosion of metals and alloys – Corrosivity of atmospheres – Classification, determination and estimation.
- NTC 4552 e IEC 62305, protección contra descargas eléctricas atmosféricas.
Preguntas frecuentes
¿Qué normas aplican al diseño eléctrico de un parque solar en Colombia?
El RETIE (Resolución 40117 de 2024 del Ministerio de Minas y Energía, con sus modificaciones) y la NTC 2050 para la instalación; la CREG 075 de 2021 para el procedimiento de conexión; la CREG 060 de 2019 para los requisitos técnicos de plantas solares conectadas al STN y al STR; y el Acuerdo CNO 2233 de 2026 para las protecciones. Las normas IEC de producto y de diseño, como IEC 62548-1 para el arreglo fotovoltaico, completan el marco.
¿En qué orden se diseña un parque solar?
Primero el recurso y la implantación, porque de ellos salen la potencia en CC y la forma del campo. Luego los strings, los inversores y las estaciones, la red colectora y la subestación. Las protecciones, el control de planta y las comunicaciones se diseñan sobre ese unifilar, y los estudios de conexión lo validan frente a la red. En la práctica hay varias vueltas: un estudio de conexión puede obligar a cambiar la compensación de reactiva o el transformador.
¿Qué cambia al diseñar un parque solar en Colombia frente a otros países?
El marco regulatorio propio (CREG, CNO, XM y el operador de red), la altitud de muchos sitios andinos, que afecta el aislamiento y la refrigeración de los equipos, la corrosividad del aire en la costa Caribe y la densidad de descargas atmosféricas, que pesa en la protección contra rayos y en los DPS.