Una planta solar se protege en dos capas. El inversor protege su propio equipo y deja de energizar la red cuando la tensión o la frecuencia salen de rango o detecta una isla. El relé del punto de conexión protege la red del operador: subtensión y sobretensión, frecuencia, sobrecorriente, sobretensión de secuencia cero cuando aplica, potencia hacia la red en autogeneradores y la protección anti-isla. En Colombia, las funciones mínimas y los métodos anti-isla permitidos los fija el acuerdo de protecciones del CNO, que la CREG 174 de 2021 hace obligatorio.
Dos capas de protección
En una planta solar conectada a la red hay dos responsables distintos:
- El inversor protege el propio inversor y el campo fotovoltaico, y debe dejar de energizar la red cuando la red ya no está o sale de rango. Sus funciones vienen de fábrica y se certifican.
- El relé del punto de conexión protege la red del operador de red (OR) frente a la planta: separa la planta ante fallas en la red, ante tensiones o frecuencias fuera de rango, ante una isla no intencional y, en autogeneradores, ante una entrega de potencia no pactada.
La segunda capa es la que revisa el operador de red. En Colombia, la Resolución CREG 174 de 2021 obliga a los autogeneradores y generadores distribuidos a cumplir el acuerdo de protecciones del Consejo Nacional de Operación (CNO). El vigente al escribir esta guía es el Acuerdo CNO 2233 del 1 de septiembre de 2026, que sustituyó al 2121 de marzo del mismo año. Los detalles por capacidad y los ajustes están en la guía de requisitos de protección para generación distribuida.
Lo que protege el inversor
El inversor es una fuente de electrónica de potencia, no una máquina rotativa. Sus protecciones típicas son:
- Lado de corriente continua: supervisión del aislamiento del campo y detección de fallas a tierra, protección contra sobrecorriente y contra polaridad invertida. Vea detección de fallas a tierra en corriente continua.
- Lado de corriente alterna: límites de tensión y de frecuencia, limitación de corriente y desconexión ante falla interna.
- Anti-isla del inversor: métodos activos que perturban ligeramente la salida y vigilan la respuesta de la red. Su ensayo de referencia es IEC 62116.
- Térmicas y de autodiagnóstico.
El Acuerdo CNO 2233 pide que los inversores estén certificados por un laboratorio reconocido según los estándares de prueba de IEEE 1547 y en conformidad con UL 1741 o IEC 62109. Si el anti-isla del inversor es activo, el fabricante debe certificar que es compatible con su función de soporte ante huecos (FRT), con base en IEC 62116, y antes de operar se verifica que el modelo y el firmware instalados coincidan con los del certificado. El mismo acuerdo cita el RETIE: el inversor debe dejar de energizar la red en no más de 2 segundos después de perder la tensión de la red.
Una limitación importante: el inversor aporta poca corriente de falla, limitada por su electrónica. Eso cambia cómo se ajustan las sobrecorrientes; vea aporte de corriente de cortocircuito.
Lo que protege el relé del punto de conexión
Para generación basada en inversores en el Sistema de Distribución Local, el Acuerdo CNO 2233 fija estas funciones mínimas:
| Función | Hasta 0,25 MW | Más de 0,25 MW |
|---|---|---|
| Subtensión 27 y sobretensión 59 | En el inversor | En el punto de conexión, medición fase-tierra en las tres fases |
| Frecuencia 81U/O | En el inversor | En el inversor o en el punto de conexión |
| Sobrepotencia hacia adelante 32 | En el punto de conexión, solo autogeneradores | En el punto de conexión, solo autogeneradores |
| Sobrecorriente de fases y tierra | En el inversor o en el punto de conexión | En el punto de conexión |
| Sobretensión de secuencia cero 59N | No listada | En el punto de conexión, con las condiciones de abajo |
| Anti-isla | En el inversor | En el punto de conexión |
| Verificación de sincronismo o de energización | En el inversor o en el punto de conexión | En el punto de conexión |
Qué hace cada una, con la entrada que realmente necesita:
- 27 y 59 (subtensión, sobretensión): toman tensión de PT. Con más de 0,25 MW el acuerdo exige un PT por fase y medición fase-tierra, y que los ajustes queden fuera de las curvas de soporte ante huecos y sobretensiones del inversor.
- 81U/O (frecuencia): toma tensión de PT; la medición puede ser monofásica.
- 32: toma corriente y tensión. En un autogenerador limita la potencia entregada a la red o lo desconecta, según lo pactado con el operador.
- Sobrecorriente 50/51 y 50N/51N: toma corriente de CT. Debe poder interrumpir el aporte de la red a fallas dentro de la planta y coordinar con las protecciones del operador.
- 59N: toma la tensión residual de un PT en delta abierta. Se exige cuando la planta se conecta por un transformador en delta o en estrella no aterrizada y la red del operador es aislada; si la red sí tiene referencia a tierra, puede usarse como respaldo ante fallas externas desbalanceadas.
- Verificación de energización: impide cerrar el interruptor de conexión si la red del operador está desenergizada.
Sobrecorriente direccional 67/67N
El acuerdo deja abierta la posibilidad de que el operador de red pida funciones de sobrecorriente direccionales o no direccionales en el punto de conexión, según los resultados de la coordinación. La direccional (67 de fases y 67N de tierra) necesita CT y PT, y se usa cuando la misma corriente puede venir de la red hacia una falla en la planta o de la planta hacia una falla en la red, y la protección debe distinguir de qué lado está la falla. Vea unidades direccionales homopolares.
Protección anti-isla: qué permite el CNO
Una isla no intencional ocurre cuando el interruptor del operador abre y la planta sigue alimentando la parte de la red que quedó separada. Es peligrosa para quien trabaja en la red y para los equipos cuando el operador recierra sobre una isla desfasada.
Para generación basada en inversores, el Acuerdo CNO 2233 clasifica así los métodos:
| Método | Como función autónoma | Dentro de una lógica híbrida |
|---|---|---|
| Intertrip | Permitido (recomendado como principal) | Permitido |
| Métodos activos de realimentación positiva (frecuencia, reactiva, fase, tensión) | Permitido | Permitido |
| Frecuencia 81U/O | No permitido | Permitido |
| Tensión 27/59 | No permitido | Permitido |
| Potencia inversa (P y Q) | No permitido | Permitido |
| ROCOF (81R) | No permitido | Permitido |
Además, el acuerdo no recomienda el salto de vector (vector shift), pide anti-isla principal y de respaldo para plantas de más de 1 MW en niveles 1, 2 y 3 (para 1 MW o menos el respaldo es opcional), y exige que la anti-isla opere antes que el recierre del circuito del operador. El ROCOF queda limitado porque la Resolución CREG 101 104 de 2026 y el Acuerdo CNO 2193, que el acuerdo cita, no admiten disparo instantáneo por tasas de cambio de frecuencia menores a 5 Hz/s medidas en una ventana de 500 ms; con ese umbral, el ROCOF no detecta una isla balanceada. Vea 81R.
Disparo transferido y equipo de corte
Cuando el equipo de corte de un autogenerador está en otro lugar o en otro nivel de tensión que el punto de conexión, las protecciones deben enviarle un disparo tripolar transferido (DDT). El acuerdo exige que la señal vaya duplicada y que el tiempo de apertura del interruptor no supere 100 ms. Vea disparo transferido directo. En plantas conectadas al nivel 4 o superior, si el estudio identifica riesgo de isla, la anti-isla principal también es tipo intertrip y el ROCOF no se admite como respaldo autónomo; vea conexión de parques solares al STR y STN.
Reconexión
Si la planta se reconecta sola, solo puede hacerlo cuando detecta tensión normal en las tres fases de la red. El acuerdo indica que el tiempo de reconexión automática típicamente se ajusta entre 3 y 5 minutos después de que la red vuelve a condiciones normales, y que las condiciones se coordinan entre el operador y el promotor.
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Le ayudamos con las protecciones de su planta
Nuestro equipo hace el estudio de ajuste y coordinación de protecciones de la conexión dentro de nuestros estudios para la puesta en servicio, y en la puesta en servicio de plantas solares cargamos los ajustes, los probamos por inyección y documentamos el resultado para el operador de red. Si su relé de conexión ya está instalado y solo necesita ajustes o una revisión de la lógica anti-isla, lo hacemos con nuestra configuración remota de relés. Escríbanos desde contacto.
Referencias
- Resolución CREG 174 de 2021 y sus modificaciones.
- Consejo Nacional de Operación, Acuerdo 2233 de 2026, «Requisitos de protecciones para la conexión de sistemas de generación en el SIN», Anexo 1.
- RETIE, Resolución 40117 de 2024 del Ministerio de Minas y Energía.
- IEEE 1547-2018: interconexión de recursos energéticos distribuidos.
- UL 1741: inversores y equipos de interconexión de recursos distribuidos; IEC 62109: seguridad de convertidores de potencia para sistemas fotovoltaicos.
- IEC 62116: procedimiento de prueba de las medidas de prevención de isla de inversores fotovoltaicos.
Preguntas frecuentes
¿El anti-isla del inversor reemplaza al relé del punto de conexión?
No siempre. En plantas pequeñas el acuerdo de protecciones del CNO permite que varias funciones estén en el inversor, con certificado IEC 62116 de su anti-isla. Por encima de 0,25 MW, varias funciones deben estar en el punto de conexión, y cuál exige cada caso lo acuerda el operador de red con el promotor según el estudio de conexión.
¿Se puede usar la 81R (ROCOF) como protección anti-isla?
No como función única. El Acuerdo CNO 2233 de 2026 no permite el ROCOF como método anti-isla autónomo; solo puede formar parte de una lógica híbrida o compuesta acordada con el operador de red. El método que el acuerdo recomienda como principal es el intertrip.
¿Qué es el intertrip en una planta solar?
Es un disparo transferido: cuando el interruptor del operador de red que alimenta la planta abre, envía su posición o una orden por un canal de comunicaciones al equipo de corte de la planta para que abra también. Así la planta no queda alimentando una isla, aunque la carga y la generación estén balanceadas.