El 4 de junio de 2022, en Odessa (Texas), un descargador falló y provocó una falla monofásica a tierra en 345 kV. La protección la despejó en tres ciclos y aun así el sistema perdió 2.555 MW: la red hizo su trabajo y la generación se fue sola. De ahí salió la norma de ride through que entró en vigor en Norteamérica el 1 de octubre de 2026, y su lista sirve hoy en Colombia.
Ride through es permanecer conectado y seguir operando durante una perturbación, en lugar de desconectarse para protegerse. La norma NERC PRC-029-1, aprobada por la FERC en la Orden No. 909 del 24 de julio de 2025, lo volvió obligatorio desde el 1 de octubre de 2026 para los inversores del Bulk Electric System y desde el 1 de enero de 2027 para el resto. Obliga al propietario de la generación, no al fabricante del inversor, y alcanza a los que no son del BES pero suman 20 MVA o más en un punto común de 60 kV o más.
El cambio de fondo es de filosofía. Un generador sincrónico sostiene la red durante la falla por construcción; un inversor es electrónica cuyo comportamiento ante el hueco es una decisión de firmware, y durante dos décadas esa decisión fue proteger el activo. Con el inversor al 2 % de la matriz eso no le costaba nada al sistema; con el inversor en la mitad, cada desconexión prudente es una pérdida concurrente de miles de equipos.
El Attachment 1 divide el plano tensión-tiempo en zonas y solo una permite disparar. Esta es la tabla de plantas solares y almacenamiento.
Ride through de tensión, medido en el lado de alta del transformador principal
En la región obligatoria no basta con aguantar: el inversor debe inyectar corriente hasta su máxima capacidad para sostener la tensión, con prioridad de reactiva. En la permisiva se admite el bloqueo, pero hay que reanudar el intercambio en 5 ciclos (unos 83 ms a 60 Hz) y restablecer la potencia activa en 1,0 s. La eólica tipo 3 y 4 en alterna tiene tiempos más cortos en huecos profundos.
Dos reglas cambian el ajuste real: los tiempos son acumulativos en ventanas de 10 s, así que dos huecos seguidos suman, y se prohíben los disparos instantáneos de tensión con filtrado menor a un ciclo (16,6 ms).
En el análisis preliminar de ERCOT sobre los cerca de 1.710 MW de solar perdidos en Odessa, cada modo tiene cifra: sobrecorriente 445 MW, salto de ángulo de fase 385 MW, sobretensión 295 MW, desbalance del bus de continua 198 MW, rampa lenta 147 MW y cesación momentánea 131 MW.
La pérdida de sincronismo del PLL es el caso emblemático: el inversor que sigue a la red necesita un lazo de enganche de fase para saber contra qué referencia inyectar, y en un hueco profundo lo pierde. La reacción histórica fue disparar, y la norma cierra esa puerta expresamente. La cesación momentánea es el inversor que deja de inyectar pero no abre: se queda conectado y mudo. Y la sobretensión transitoria es el modo contraintuitivo: la planta no se cae por el hueco sino por el rebote, cuando al despejarse la falla la tensión sube mientras ella sigue inyectando reactiva. Por eso la norma exige que el inversor no cause él mismo esa sobretensión.
Esto no lo decimos nosotros: el State of Reliability 2026 de NERC, del 24 de junio de 2026, enumera entre las causas los controles de inversor y de planta, los sistemas de protección y la calidad de los modelos. Y la norma mide en el lado de alta del transformador principal, no en el borne del inversor: entre ambos hay un transformador, kilómetros de red colectora y la caída que produce la reactiva que el propio inversor debe inyectar. El margen de ride through se consume dentro de la planta.
Convierta la banda más exigente de su curva de ride through en requisitos numéricos. Uno: especifique el perfil de hueco (0,50 p.u. por 1,20 s y 0,25 p.u. por 0,32 s) como inmunidad de los auxiliares, ensayable según IEC 61000-4-11, -4-34 y -4-29. Dos: saque las bobinas de contactor en alterna de la ruta crítica. Tres: dimensione el sistema de continua y el UPS contra ese perfil, no contra la autonomía. Cuatro: superponga en una gráfica la curva y todos los ajustes capaces de abrir el circuito. Cinco: revise las protecciones de desequilibrio. Seis: exija el perfil de huecos como caso explícito del estudio de coordinación. Siete: verifique que el ride through es autónomo con el enlace al controlador caído.
Lección de especificación. Especifique el ride through como requisito de planta, no como característica del inversor, y tradúzcalo a tres requisitos del pliego: inmunidad de la cadena de auxiliares, control y protecciones; ajuste, de modo que ningún umbral quede dentro de las regiones continua, obligatoria o permisiva; y evidencia, con curva y ajustes superpuestos en una gráfica firmada y el hueco ensayado en el FAT. Los tableros IEC 61439 y las celdas IEC 62271-200 son el vehículo de ese requisito, pero ninguna de las dos normas lo contiene: si no está en el pliego con un número y un criterio de aceptación, no va a estar en la planta.
El marco ya se movió. La Resolución CREG 101 104 del 18 de abril de 2026 actualizó los requisitos técnicos de las plantas solares y eólicas del Sistema de Transmisión Nacional, el regional y el de distribución local. El esquema tiene dos pisos: la CREG impone la obligación y el Consejo Nacional de Operación define los números. Exige operar dentro de las curvas de depresiones (LVRT) y sobretensiones (HVRT), pero esos límites van por Acuerdo del CNO, y para el SDL entre 1 MW y 5 MW el Acuerdo CNO 1603 ya los fijó.
Para sobretensiones transitorias la remisión es a norma internacional: las plantas del STN y del STR deben cumplir las curvas recomendadas en IEEE Std 2800-2022, que así se vuelve obligatoria en Colombia aunque en Norteamérica siga siendo voluntaria. En frecuencia hay que operar entre 57,5 Hz y 63 Hz y no tener disparo instantáneo por tasa de cambio de frecuencia. Y los modelos RMS y EMT deben venir certificados por los fabricantes y actualizarse dos meses antes de operar, con las pruebas de fábrica.
O sea que ya le piden el modelo EMT y el FAT. Un modelo que no represente el tablero de auxiliares ni los ajustes reales de la celda no es un modelo de la planta: es un modelo del inversor con el nombre de la planta. La lista de ride through que Norteamérica escribió tras perder 2.555 MW no le aplica, pero le sirve hoy: el hueco de tensión no consulta la jurisdicción.
Una frontera, para ser claros: el cumplimiento es del propietario de la generación sobre toda la planta. En nuestro alcance está que el ride through no se pierda en los auxiliares. Industrias Ectricol S.A.S. fabrica en Funza tableros conforme a IEC 61439 y celdas conforme a IEC 62271-200, e integra centros de transformación, shelters y skids donde la cadena completa se verifica antes de salir de fábrica, para utilities y energías renovables, minería u Oil & Gas. La base conceptual, en qué es un centro de transformación.
Es la capacidad de permanecer conectada y seguir operando durante un hueco de tensión o una excursión de frecuencia, en lugar de desconectarse. Desde el 1 de octubre de 2026 es obligatorio en Norteamérica por la norma NERC PRC-029-1, que además exige inyectar corriente para sostener la tensión durante la perturbación.
En el lado de alta del transformador principal, el que eleva de la tensión del sistema colector a la de interconexión, no en el borne del inversor. Por eso un inversor certificado puede ver en sus bornes una condición más severa que la de su certificado, y conviene verificarlo con un estudio electromagnético de la planta completa.
Porque el ride through se pierde con frecuencia en eslabones que no entran en la auditoría: los servicios auxiliares que alimentan relés y control, los ajustes de protección de media tensión que quedan dentro de la zona donde hay que permanecer, y la falta de coordinación entre la protección de la celda y la curva del inversor.
Sí. La Resolución CREG 101 104 del 18 de abril de 2026 exige operar dentro de las curvas LVRT y HVRT que define el CNO por Acuerdo, cumplir las curvas de sobretensiones transitorias recomendadas en IEEE Std 2800-2022, operar entre 57,5 Hz y 63 Hz y no tener disparo instantáneo por tasa de cambio de frecuencia, con modelos RMS y EMT certificados por los fabricantes.
La falla de un descargador originó una falla monofásica a tierra en 345 kV que la protección despejó normalmente en tres ciclos. Aun así se perdieron 2.555 MW: 844 MW de generación sincrónica y 1.711 MW de solar que se desconectó sin necesidad, y la frecuencia bajó a 59,70 Hz. Ese evento es el origen directo de la norma de ride through.
¿Sus auxiliares aguantan el hueco que su inversor debe atravesar?
Definamos el perfil de hueco de su planta y convirtámoslo en una especificación verificable de tableros, celdas y servicios auxiliares.
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