Sincronización de tiempo en una planta solar: pruebas

Respuesta corta

En una planta solar, relés, controladores de bahía, PPC, concentradores, inversores, SCADA y, si existe, la PMU deben compartir la misma hora, tomada de un reloj GNSS. Sin ella no se pueden ordenar los eventos de un disparo ni defender ante el CND lo que hizo la planta. La hora llega por IRIG-B, SNTP o PTP según la exactitud que necesita cada equipo, y en la puesta en servicio se verifica la fuente y el estado de cada uno, la diferencia frente a la referencia y el comportamiento cuando se pierde la señal satelital.

Por qué importa la hora en un parque

Cuando un parque solar dispara, el análisis depende de poner en orden lo que registraron muchos equipos: el relé del punto de conexión, los relés de media tensión, el controlador de planta, los concentradores y los inversores. Si cada uno tiene su propia hora, una diferencia de segundos invierte causa y efecto. Lo mismo pasa ante el CND, que compara la respuesta de la planta con sus propios registros del sistema.

La regulación lo pide de forma explícita en varios puntos:

La supervisión ante el CND exige estampa de tiempo con un error máximo de ±200 ms, como se explica en supervisión SCADA y PMU de plantas renovables.
La Resolución CREG 101 104 de 2026 pide variables con al menos 10 muestras por segundo para el seguimiento posoperativo, y el Acuerdo CNO 2234 de 2026 pide certificar esa capacidad antes de la operación comercial.
Si hay medición sincrofasorial, el Anexo 2 del Acuerdo 2234 pide declarar la fuente de sincronización de cada equipo (satelital o PTP), y las pruebas locales verifican la recepción de la señal GPS.

Qué exactitud necesita cada equipo

Equipo	Para qué usa la hora	Exactitud necesaria	Fuente habitual
Relés y controladores de bahía	Eventos, oscilografía, SOE	Clase T1 de IEC 61850-5 (±1 ms)	IRIG-B, SNTP o PTP
PMU	Fasores con estampa de tiempo	Microsegundos	GNSS propio, 1PPS o PTP
Unidades de fusión (bus de proceso)	Muestras simultáneas	Clase T5 (±1 µs)	PTP o 1PPS
PPC y gateway	Registros, consignas, envío al CND	Milisegundos	SNTP o PTP
Inversores y concentradores	Eventos y alarmas propios	Del orden de milisegundos a segundos	NTP o SNTP
SCADA y servidores	Históricos, alarmas	Milisegundos	NTP

Las clases de exactitud y los métodos se explican en sincronización de tiempo en subestaciones; IRIG-B y SNTP en IRIG-B y SNTP, y PTP con su perfil de potencia en PTP IEEE 1588 y perfil IEC/IEEE 61850-9-3.

Arquitectura típica

Uno o dos relojes GNSS en la subestación, con antena en un sitio con cielo despejado. Con dos, uno respalda al otro; la retención y la redundancia se ven en reloj GNSS, retención y redundancia.
IRIG-B por cable a los relés que lo usan.
SNTP o NTP por la red hacia el SCADA, el PPC, los concentradores y los inversores, a través del anillo de fibra.
PTP según IEC/IEEE 61850-9-3 donde hay equipos que lo necesitan y switches que actúan como relojes transparentes o de frontera.

En un parque, la distancia entre la subestación y las estaciones más lejanas no es un problema para NTP, pero sí lo es para PTP si algún switch del camino no lo soporta. La arquitectura de la red está en comunicaciones de una planta solar.

Qué se verifica en la puesta en servicio

En términos generales:

Fuente y estado de cada equipo: que cada relé, controlador, PPC, concentrador e inversor tenga configurada la fuente correcta y reporte sincronización.
Diferencia frente a la referencia: se compara la hora de cada equipo con la del reloj maestro. En los relés se suele comprobar con un mismo evento aplicado a varios equipos y comparando las estampas registradas.
Zona horaria y formato: hora local o UTC según la especificación del proyecto, aplicada igual en todos los equipos y en el SCADA.
Pérdida de la señal satelital: el reloj entra en retención y alarma; los equipos que reciben PTP ven el cambio de clase.
Pérdida del reloj principal: si hay dos, los equipos pasan al secundario sin saltos de hora.
Estampa de las señales al CND: las señales llegan con la estampa del origen y no con la hora de llegada al gateway.

Qué método de sincronización conviene a cada equipo

¿El equipo necesita exactitud de microsegundos (PMU, unidad de fusión)?
- Sí: ¿Los switches del camino soportan PTP según IEC/IEEE 61850-9-3?
  - Sí: PTP por la red
  - No: 1PPS o IRIG-B por cable dedicado, o GNSS propio
- No: ¿Es un relé o controlador que estampa eventos de protección?
  - Sí: IRIG-B, SNTP o PTP, según lo que soporte el equipo
  - No: NTP o SNTP por la red de la planta

La hora en las pruebas ante el CND

Las pruebas previas a la operación comercial también dependen de una hora común. En la curva de capacidad el registrador toma al menos un dato por segundo; en los modos de control de tensión, el Acuerdo CNO 1987 de 2025 pide 100 muestras por segundo y cuenta los tiempos de respuesta desde el envío de la consigna. Si el registrador, el PPC y el centro de control no comparten la hora, es difícil demostrar cuándo llegó la consigna y cuándo empezó la respuesta.

Conviene que el registrador de pruebas tome la hora de la misma referencia que la planta, o que su diferencia quede medida y anotada en el protocolo. Lo mismo vale para los registros de eventos que se entregan después de un disparo: el análisis compara la oscilografía del relé del punto de conexión con los registros del operador de red y del CND.

Qué debe quedar documentado

Arquitectura de sincronización: relojes, método por equipo y caminos de red.
Configuración de cada equipo: fuente, zona horaria, servidores NTP y perfil PTP con su dominio.
Resultado de la comparación de cada equipo contra la referencia.
Prueba de retención y de conmutación entre relojes, con las alarmas recibidas en el SCADA.

Errores frecuentes

Inversores y concentradores sin servidor NTP configurado, con la hora de fábrica.
Mezcla de hora local y UTC entre el SCADA, el PPC y los relés.
SNTP apuntando a un servidor de internet en lugar del reloj de la planta.
PTP a través de switches que no lo soportan, con errores grandes y variables.
Retención del reloj sin alarma al SCADA, que se descubre en el análisis de un disparo.

Si el problema ya apareció en operación, vea pérdida de sincronización de tiempo PTP o IRIG-B.

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Referencias

IEC 61850-5: requisitos de comunicación de funciones y modelos de equipos, clases de sincronización de tiempo.
IEC/IEEE 61850-9-3:2016: perfil PTP para la automatización de sistemas de potencia.
IEEE C37.118: sincrofasores para sistemas de potencia.
Resolución CREG 101 104 de 2026, artículo 8.
Consejo Nacional de Operación: Acuerdo 2234 de 2026, Anexos 1, 2 y 5.

Preguntas frecuentes

¿Qué exactitud de tiempo necesita una planta solar?

Depende del equipo. Para estampar eventos de protección y control basta la clase T1 de IEC 61850-5, de ±1 ms. La supervisión ante el CND pide una estampa con error máximo de ±200 ms. La medición sincrofasorial y los valores muestreados necesitan microsegundos, lo que obliga a PTP o a 1PPS.

¿Los inversores necesitan PTP?

Por lo general no. Los inversores y sus concentradores suelen sincronizarse por NTP o SNTP, con exactitud del orden de milisegundos, suficiente para sus registros de eventos. PTP se reserva para equipos que lo necesitan, como unidades de fusión o PMU, y solo funciona bien si los switches lo soportan.

¿Qué pasa si el reloj GNSS pierde la señal de los satélites?

Entra en retención y sigue entregando la hora con su oscilador interno, con un error que crece con el tiempo según la calidad del oscilador. Debe alarmar al SCADA, y los equipos que reciben PTP ven el cambio de clase del reloj. En la puesta en servicio se prueba esa alarma.