¿Cómo funciona el sistema de puesta a tierra en una planta de energía solar?

Informe publicado en Revista Canal Solar – Vol. 1, Núm. 1, Diciembre/2020

Actualizado el 9 de octubre de 2025

Las plantas de generación fotovoltaica abarcan una amplia variedad de instalaciones. Según la norma CE 003:102.001 – Puesta a Tierra Eléctrica, del Comité de Electricidad CB-3 de la ABNT (Asociación Brasileña de Normas Técnicas), se adopta generalmente la siguiente clasificación: generadores fotovoltaicos y plantas de energía fotovoltaica.

Los generadores fotovoltaicos son plantas que dan servicio directamente a un consumidor, instaladas en las cubiertas de edificios o aparcamientos (residenciales, comerciales e industriales), o en el suelo, en terrenos anexos a otras instalaciones.

Y las plantas fotovoltaicas son plantas de generación dedicadas, basadas en tierra, que comprenden varios arreglos fotovoltaicos e interconectadas directamente a la red de media tensión de un concesionario o interconectadas al SIN (Sistema Interconectado Nacional) a través de una subestación de alta tensión, también instaladas en consorcio con otras plantas generadoras, ya sea junto a un parque eólico o en una presa hidroeléctrica (plantas fotovoltaicas flotantes).

¿Qué son las plantas fotovoltaicas?

Estas plantas tienen una superficie importante, generalmente de más de 1 ha, y se subdividen en unidades más pequeñas, a veces denominadas sectores, cada una de las cuales consta de disposiciones de placas fotovoltaicas interconectadas a una unidad convertidora, donde los inversores realizan la conversión CC/CA.

En estas plantas es habitual el uso de seguidores, estructuras de soporte de módulos fotovoltaicos motorizados, controlados por equipos que monitorizan la posición del Sol y rotan las mesas de los paneles fotovoltaicos con el fin de maximizar la generación de energía a lo largo del día.

En las plantas de tamaño mediano, con potencia típica en el rango de 1 MWp a 5 MWp, la energía ca producida por grupos de sectores se eleva a una tensión de distribución (13,8 kV o 25 kV) para su interconexión con la red de energía local del concesionario.

En las plantas de gran tamaño, los sectores son mayores, en torno a 10 MWp, y concentran la energía continua en las unidades de conversión, donde se ubican los inversores y donde se incrementa la tensión, normalmente a 34,5 kV, enviándose la energía generada a través de circuitos subterráneos a la subestación colectora.

El sistema de puesta a tierra de un planta fotovoltaica Consiste en una rejilla de puesta a tierra, generalmente hecha de cable de cobre desnudo o de acero revestido de cobre de 50 mm², que no tiene el patrón de malla de una rejilla de subestación y aprovecha al máximo las zanjas de cables existentes.

Es obligatorio contar con un anillo de puesta a tierra alrededor del perímetro de la planta fotovoltaica. El diseño de este sistema de puesta a tierra tiene tres objetivos básicos:

• Proporcionar una ruta a tierra para corrientes eléctricas generales, que pueden ser cargas electrostáticas, rayos o fallas a tierra en la red eléctrica de CC/CA;
• Garantizar el control de los potenciales de paso y de contacto en toda el área de la planta fotovoltaica cuando se produce una falla a tierra en la subestación colectora;
• Promover la equipotencialización de todas las estructuras y equipos de seguimiento (cajas de conexión, inversores, transformadores, etc.), donde el término equipotencialización significa interconexión, especialmente porque es imposible equipotencialización de un sistema de puesta a tierra de este tamaño, incluso a 60 Hz.

¿Cuáles son las normas del sistema de puesta a tierra para plantas fotovoltaicas?

A menudo recibimos proyectos de sistemas de puesta a tierra para plantas solares que tratan la planta fotovoltaica como si fuera una gran subestación, en ocasiones con una malla de puesta a tierra que constituye una inmensa red.

Este es un error común, debido a que este tipo de plantas de generación es relativamente nueva en Brasil y, también, porque aún no existe una norma de la ABNT que aborde el sistema de puesta a tierra de grandes plantas fotovoltaicas.

Dentro del alcance de la normalización internacional, existe la norma IEC/TS 62738:2018 – Plantas de energía fotovoltaica montadas en suelo – Directrices y recomendaciones de diseño, que aborda grandes plantas fotovoltaicas montadas en suelo, pero no dice nada sobre el sistema de puesta a tierra.

El estándar norteamericano IEEE-2778-D4 – IEEE Guide for Solar Power Plant Grounding for Personnel Protection, aborda bien el tema, centrándose en plantas fotovoltaicas terrestres con más de 5 MWp de potencia instalada.

Esta norma enfatiza mucho las diferencias entre los diseños de puesta a tierra de una planta fotovoltaica y las subestaciones, regidas estas últimas por la conocida norma IEEE Std.

Actualmente, el comité CE 003:102.001 – Puesta a Tierra Eléctrica, del CB-3 – del Comité de Electricidad de la ABNT (Asociación Brasileña de Normas Técnicas), está trabajando en el desarrollo de una norma brasileña para puesta a tierra de plantas fotovoltaicas de gran escala.

¿Qué dice el estándar IEEE-2778-D4:2020?

El alcance del estándar IEEE (Institute of Electrical and Electronic Engineers Incorporated) se centra en plantas fotovoltaicas en tierra con más de 5 MWp de potencia instalada y enfatiza las diferencias entre los diseños de puesta a tierra de plantas fotovoltaicas y subestaciones, estas últimas regidas por el conocido estándar IEEE Std. 80.

En este aspecto, la guía señala su no aplicabilidad a subestaciones de plantas fotovoltaicas, sin embargo si los sistemas de puesta a tierra de la SE y la planta fotovoltaica están interconectados, partes de la guía pueden ser aplicables.

Asimismo, el alcance destaca su no aplicabilidad a generadores fotovoltaicos, puestas a tierra de subestaciones y sistemas de protección contra rayos.

La guía destaca que su principal objetivo es la protección de las personas frente a fallas a tierra en la red eléctrica de la planta fotovoltaica. La falla a tierra más crítica, desde el punto de vista de la seguridad humana, es la que puede ocurrir en las barras de media o alta tensión de la subestación de la planta fotovoltaica.

En este sentido se destaca la necesidad de controlar los potenciales de paso y de contacto en toda el área de la planta fotovoltaica.

Las mediciones de resistividad del suelo deben tener en cuenta el modelado de capas de suelo superficiales y profundas. Los levantamientos para modelar capas poco profundas deben realizarse a lo largo de una matriz de estaciones espaciadas del orden de 500 m, con espaciamientos Wenner de hasta 32 metros.

El modelado de capas profundas requiere un número menor de puntos de sondeo, pero con aberturas de electrodos actuales del orden de hasta 1 km.

La norma reconoce que el sistema de puesta a tierra de una planta fotovoltaica está formado por estructuras metálicas elevadas sobre el suelo interconectadas por cables enterrados desnudos de cobre o cobre-acero.

Se enfatiza que un buen diseño utilizará la mínima cantidad de cable necesaria para interconectar las estructuras de seguimiento y las Unidades de Conversión, que son conjuntos de inversores y transformadores elevadores que dan servicio a un sector específico del sistema fotovoltaico. Las Unidades de Conversión deben estar equipadas con un anillo de puesta a tierra.

Debido a la gran superficie de una planta fotovoltaica, la norma observa la insuficiencia de una malla con patrón reticulado, como se hace en los proyectos de subestaciones, así como el uso de piedra triturada para aumentar los valores tolerables de tensión de paso y de contacto.

Debido a la gran cantidad de material utilizado en el sistema de puesta a tierra de una planta fotovoltaica, el dimensionamiento conservador o sobredimensionado, como se observa típicamente en las subestaciones, no es económicamente viable.

En cuanto a la topología básica del sistema de puesta a tierra, la norma sugiere anillos en el perímetro de los sectores del conjunto fotovoltaico, entre 1 MWp y 4 MWp, lo que resulta en una malla de malla del orden de 150 m, como se muestra en la Figura 1.

Las estructuras de seguimiento pueden ser parte de este sistema de puesta a tierra, eliminando la necesidad de la rejilla, como se ilustra en la Figura 2. Aun así, el anillo perimetral puede ser necesario para controlar gradientes potenciales en el suelo.

La norma señala que la gran superficie del sistema de puesta a tierra de una planta fotovoltaica hace inviable el cálculo manual de las puestas a tierra, y aclara que se requieren recursos de software de simulación mucho más rigurosos que los utilizados para el diseño de las subestaciones de puesta a tierra.

En este caso, es necesario utilizar software capaz de modelar sistemas a gran escala y que considere la impedancia longitudinal de los conductores (malla no equipotencial). La valla debe ser el objetivo principal, con el cálculo de los potenciales de contacto y la evaluación de su interconexión, o no, al sistema de puesta a tierra de la planta fotovoltaica.

Finalmente, la norma aborda el tema de la puesta en servicio, recomendando evaluaciones de la integridad del sistema de puesta a tierra e informando que un proyecto basado en un modelo de suelo adecuado compensa la imposibilidad de medir la resistencia/impedancia de puesta a tierra, dependiendo del tamaño del sistema.

Proyecto de norma ABNT para sistemas de puesta a tierra de plantas fotovoltaicas

A continuación se enumeran los aspectos a considerar en este estándar, muchos de los cuales se abordan en el estándar IEEE-2778-D4:2020:

• Aspectos relacionados con las campañas geoeléctricas y modelación de suelos para el diseño del sistema de puesta a tierra, complementando o modificando los criterios básicos ya establecidos en la norma NBR-7117;
• La corriente crítica para el UFV es la corriente de falla a tierra en el bus de media o alta tensión de la subestación colectora – la única corriente que fluirá hacia tierra y que generará gradientes de potencial en el suelo (tensiones de paso y contacto);
• Importancia del software de simulación que considera la impedancia longitudinal de los conductores – debido a sus grandes dimensiones, el sistema de puesta a tierra no es equipotencial;
• Las interfaces de puesta a tierra de los UFV se ejecutan con la puesta a tierra de sus subsistemas (CA, CC, media tensión, alta tensión), regidos por otras normas de la ABNT;
• Puesta a tierra de la red de media tensión, incluidas las pantallas de los cables;
• Comportamiento del sistema de puesta a tierra ante eventos de baja frecuencia, típicamente una falla a tierra en la red de media o alta tensión, y de naturaleza impulsiva, especialmente asociados a la caída de rayos;
• Puesta a tierra de cercas: si la resistividad del suelo es alta (> 1000 Ωm), los gradientes de potencial del suelo más críticos pueden ocurrir en las esquinas de las cercas;
• La puesta en servicio de puesta a tierra de UFV debe centrarse en las pruebas de continuidad e integridad de las conexiones, complementando o modificando los criterios básicos ya establecidos en la norma NBR-15.749.

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