El CND inicia su presentación, indicando el estado actual de los sistemas de protección:

Respecto a la actuación de protecciones en el STN   
•    Las corrientes de cortocircuito máximas han alcanzado en algunos nodos hasta 15 KA.   
•    Las fallas por lo general poseen resistencia bajas.   
•    La mayoría de las fallas son despejadas en tiempos de protección principal, sin embargo un volumen importante de fallas se ha despejado en tiempos de protección de respaldo

Respecto a la actuación de protecciones en el STR 
•    Mayor número de fallas trifásicas   
•    Corrientes de hasta 20 KA.   
•    Las fallas superan el umbral de tiempos adecuados de despeje. La media de todas las fallas superar tiempos de protección principal, los cuales en algunos casos superan los 500 ms.   

El CND indica que hay un volumen importante da eventos asociados a fallas en los relés de protección, coordinación y ajuste de protección y/o fallas en interruptor. El CND presenta un evento ocurrido el 03 de mayo de 2023 – Bl1 Ternera a Cospique 66 kV. Los esquemas operaron según su diseño, sin embargo, la falla activa el FIDVR y afecta cargas en Bolívar y GCM. Lo anterior indica que el sistema esta creciendo y las fallas se pueden extender por áreas más amplias, generando riesgos adicionales para la operación estable del sistema. La profundidad y duración de la falla es importante, y puede implicar perdidas de estabilidad en el sistema, salida masiva de generación y desconexiones no controladas de carga. Se presenta además ejemplo de falla en Atlántico, en la cual nuevamente se evidencia la problemática asociada al impacto de las fallas no despejadas en tiempos de protección principal en la estabilidad del sistema. De acuerdo con el código de redes y el RETIE, los tiempos de despeje de falla tienen que tener un atributo de rapidez, en el sentido de extinguir la falla lo antes posible para evitar inestabilidad del sistema. 

La expansión natural del sistema va disminuyendo la impedancia equivalente entre nodos, causando que la falla en un nodo ocasione un impacto mayor en las caídas de tensión de los nodos adyacentes y mayor aceleración de las unidades de generación. Lo anterior se agrava en escenarios futuros, producto de la disminución en los índices de fortaleza del sistema como consecuencia de la incorporación de generación basada en inversores. El CND indica que en escenarios con alta generación renovable, fallas en el sistema pueden generar huecos de tensión en áreas amplias y afectar una porción significativa de carga y generadores, lo anterior, producto del desplazamiento del aporte de corriente de cortocircuito que proveen las plantas síncronas, el cual ayuda naturalmente a limitar que las fallas se extiendan. Se muestran las barras de mayor impacto y propagación ante un hueco de tensión, al simular una falla en cada barra despejada en tiempos de protección principal y evaluar su propagación a partir del impacto decreciente de la tensión en otros nodos del SIN. Se presenta además, la necesidad de abordar el tema desde los planes de expansión, e incorporar equipos con capacidad de aporte de corto circuito que mitiguen el impacto de las fallas. Como elemento adicional, las protecciones administran los riesgos y frente a los cambios en el sistema, se requieren soluciones estructurales.

La presentación concluye que se requiere incrementar la confiabilidad y seguridad en los Sistemas de protección en el nivel de tensión lV o superior que permitan despejar la mayoría de las fallas en tiempos de protección principal, frente a lo cual se presentan las siguientes propuestas: 
-    Doble esquema de protección principal y respaldo en el STR.    
-    Implementar tele-protección en las líneas del STR.    
-    En las LT que lo requieran, implementar redundancia en su tele-protección.    
-    Protección de falla interruptor ANSI 50BF en todas las bahías del STR..    
-    Incluir doble esquema 87T con funciones sobrecorriente y función distancia ANSI 21 de respaldo en las especificaciones de las protecciones de los TR y ATR del STN y Conexión al STN.    
-    Se requiere disponer de 87B en todas las barras del nivel 4 o superior y de esquemas redundantes de protección diferenciales ANSI 87B en barras críticas del SIN. 
-    Se requiere SSAA confiables y con batería con autonomía suficiente para atender cualquier falla en los SSAA (Ver requisito RETIE).    
-    Se requiere pruebas periódicas con verificación en sitio a los sistemas de protecciones.

Se paso a la fase de preguntas, en la cual se presentan los siguientes aportes:

GEB - Enlaza indica que antes de tratar cualquier tema de protecciones y de tomar alguna decisión en el SAPE, se debe llevar al comité de protecciones. Se aclara que la presentación ya se llevó al comité de distribución, y que se encuentra agendada para el comité de protecciones. Así mismo, el comité aclara que si bien es un tema que inicia en protecciones, genera problemáticas de despeño eléctrico y estabilidad del sistema, lo cual corresponde al alcance del SAPE. 

GEB - Enlaza indica que el esquema que se esta proponiendo es bastante costoso y esta por fuera de a regulación. Se indica que la propuesta no es nueva, esta aprobada en el subcomité de protecciones y se envío a la UPME desde en CNO en el 2019 y en el 2020.

El sub-comité pone a consideración las siguientes acciones:

- Enviar carta a la UPME y CREG, con la necesidad de actualización al código de redes.

- Enviar carta a UPME con la necesidad de fortalecer la red e incorporar esquemas de protecciones robustos desde las convocatorias

- Evaluar la necesidad de crear un grupo de trabajo, enfocado en evaluar que se requiere desde el CNO para la incorporación de renovable en los próximos años.