CNO - lineamientoselaboracioneacp acuerdo 1560 0 1 de 2022

Lineamientos para la elaboración y presentación de EACP del SIN colombiano Revisión Fecha Descripción 0 2019-05-17 Este documento incluye la propuesta de los lineamientos a seguir en la elaboración y presentación de informes de Estudios de Ajuste y Coordinación de Protecciones. Subcomité de ProteccionesCONTENIDO 1 OBJETIVO .............................................................................. 4 2 ANTECEDENTES ...................................................................... 4 3 ALCANCE ................................................................................ 4 4 MARCO REGULATORIO DE REFERENCIA ................................. 4 5 DEFINICIONES ....................................................................... 5 6 CONSIDERACIONES ............................................................... 5 6.1 ANTES DE LA ELABORACIÓN DEL EACP ................................................... 6 Reunión de inicio de EACP .................................................................. 6 6.2 DURANTE LA ELABORACIÓN DEL EACP .................................................... 8 Estudios de flujos, cortocircuito y definición de escenarios ...................... 8 Asignación de la generación en el sistema ............................................ 9 Determinación de los escenarios de cortocircuito ................................... 9 6.3 SIMULACIONES PARA VALIDAR DESEMPEÑO DE LAS PROTECCIONES ................... 9 Definición de rutas de coordinación de protecciones ............................. 10 Consideraciones en validaciones ....................................................... 10 Validaciones y verificaciones ............................................................. 12 Resultados de simulaciones .............................................................. 14 7 ESTRUCTURA DEL DOCUMENTO DE ESTUDIO DE AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ......................................... 16 7.1 OBJETIVO .................................................................................... 16 7.2 ALCANCE ..................................................................................... 16 7.3 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO O DE LA RED BAJO ESTUDIO ............................ 16 Etapas del proyecto (Aplica para entrada de nuevos proyectos) ............. 16 Ubicación geográfica ....................................................................... 16 Área de influencia ........................................................................... 16 7.4 PARÁMETROS TÉCNICOS .................................................................... 16

Etapas del proyecto (Aplica para entrada de nuevos proyectos) ............. 16 Ubicación geográfica ....................................................................... 16 Área de influencia ........................................................................... 16 7.4 PARÁMETROS TÉCNICOS .................................................................... 16 Parámetros de equipos .................................................................... 177.5 ESTUDIO DE FLUJO Y CORTOCIRCUITO ................................................... 19 Análisis de flujo .............................................................................. 19 Resultados de cortocircuito ............................................................... 20 7.6 CARACTERÍSTICAS DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN ................................. 20 Características de los sistemas de protección existentes ....................... 20 Características de los sistemas de protección a instalar ........................ 20 7.7 AJUSTES PROPUESTOS PARA LAS PROTECCIONES ....................................... 21 7.8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................... 21 7.9 REFERENCIAS ................................................................................ 21 7.10 ANEXOS REQUERIDOS .................................................................... 21 Unifilares .................................................................................... 21 Criterios de ajuste de protecciones ................................................. 21 Memorias cálculo y ajuste de protecciones ....................................... 22 Verificación de saturación de los transformadores de corriente ........... 22 Verificación del desempeño de los esquemas de protección ................ 23

Anexos adicionales según necesidad ............................................... 23 ANEXO 1 ................................................................................... 24 TABLAS DE AJUSTES DE PROTECCIONES .................................. 24 ANEXO 2 ................................................................................... 31 ACTA DE REUNIÓN DE INICIO .................................................. 311 Objetivo Establecer lineamientos y consideraciones a tener en cuenta en la elaboración y presentación de informes de estudios de ajuste y coordinación de protecciones (EACP) del sistema interconectado nacional (SIN) colombiano para nuevos proyectos y redes existentes. 2 Antecedentes Con base en el análisis realizado al proceso de revisión y comentarios por parte del Centro Nacional de Despacho (CND) a los EACP desarrollados por los agentes del SIN entre el año 2013 y 2017, se identificó que aproximadamente el 50% de los estudios requirieron más de tres versiones para lograr obtener una versión definitiva; entre las causas más comunes que han incrementado el número de revisiones de EACP por parte del CND y los agentes se encuentran: desconocimiento regulatorio, deficiencias en selección del área de influencia y esquemas de protecciones, falta de unificación de criterios para realizar la coordinación de protecciones y omisión de información relevante para elaborar el estudio. Con el fin de unificar criterios y definir lineamientos para elaborar EACP, incrementar la calidad de los estudios y disminuir los tiempos en la elaboración y revisión en los EACP en el SIN colombiano, el Consejo Nacional de Operación – CNO, a través del Comité de Operación – CO aprobó incluir en el plan operativo del Subcomité de Protecciones, del año 2018, trabajar en la revisión de los plazos para presentar los EACP para nuevos proyectos descritos en el acuerdo CNO 646 de 2013 y desarrollar los lineamientos para la elaboración y presentación de los EACP de proyectos nuevos. 3 Alcance Los lineamientos definidos en este documento aplican a cualquier EACP para la entrada en operación de nuevos proyectos conectados al nivel de tensión 4 o superior y para proyectos de generación mayores a 5 MW

2013 y desarrollar los lineamientos para la elaboración y presentación de los EACP de proyectos nuevos. 3 Alcance Los lineamientos definidos en este documento aplican a cualquier EACP para la entrada en operación de nuevos proyectos conectados al nivel de tensión 4 o superior y para proyectos de generación mayores a 5 MW que se conecten a cualquier nivel de tensión. Este documento también considera los EACP para redes existentes. Este documento presenta lineamientos, consideraciones y unificación de criterios para tener en cuenta antes, durante y después de la elaboración un EACP. Además, presenta una estructura modelo para presentar el informe y los resultados del estudio, la cual permitirá abarcar todos los requerimientos necesarios para mejorar la calidad del informe, estandarizar requisitos de solicitud de información, entender mejor los resultados y disminuir tiempos de elaboración y revisión de los EACP. Finalmente, la aplicación de este documento en la elaboración y presentación de EACP permitirá determinar los ajustes de los sistemas de protección del área de impacto del proyecto dando cumplimiento de los requerimientos generales para las protecciones eléctricas indicados en el Anexo CC4 de la resolución CREG 025 de 1995 y los requerimientos de coordinación de protecciones con los elementos adyacentes indicados en la CREG 070 de 1998 o aquellas que la modifiquen o la sustituyan. 4 Marco regulatorio de referencia Las resoluciones CREG 025 de 1995 y CREG 070 de 1998, Código de Conexión y Reglamento de Distribución, respectivamente, establecen requisitos técnicos de protecciones y la responsabilidad de los agentes del SIN en la elaboración y/o aprobación, según el caso, de los estudios de ajuste y coordinación de protecciones. La resolución CREG

070 de 1998 establece las disposiciones de los esquemas de protección para los equipos de conexión al Sistema de Transmisión Regional (STR) ypara la conexión de generación, además de los requerimientos de coordinación de protecciones con los elementos adyacentes. La resolución CREG 080 de 1999 establece las responsabilidades del CND y de los agentes del SIN en la elaboración de estudios de ajuste y coordinación de protecciones. 5 Definiciones Sistema de Protecciones (SP): Conjunto de elementos dispuestos en un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) cuyo propósito es proteger las personas, los equipos de potencia y el sistema eléctrico, minimizando el impacto causado por la aparición de disturbios1 o fallas, preservando la integridad, confiabilidad y estabilidad del SIN colombiano. El SP está compuesto por relés de protección, sistemas de comunicación, circuitos de control, sistemas de alimentación de corriente directa, transductores; asimismo, cualquier otro dispositivo implementado para cumplir el propósito mencionado. Esquema de Protecciones (EP): Grupo o arreglo de relés de protección y lógicas de protección, que se interconectan o interrelacionan para proteger a los equipos eléctricos, detectando condiciones anormales de operación para mantener la seguridad del sistema de potencia, la integridad de los equipos y de las personas. Coordinación de protecciones: Proceso de selección de ajustes, retardos de tiempo y curvas características de dispositivos de protección, con el fin de propender por una operación selectiva de los mismos, en un orden específico y con el mínimo tiempo de operación, minimizando la interrupción del servicio eléctrico al cliente; con esto se busca además aislar la menor porción posible de un SEP como consecuencia

de la falla2. Esquema Suplementario de Protecciones (ESP): “Sistema diseñado para detectar una condición particular de un sistema eléctrico, que se sabe puede causarle una condición inusual e indeseada, y tomar algún tipo de acción predeterminada para contrarrestar la condición observada de alguna manera controlada. En algunos casos un esquema es diseñado para detectar una condición del sistema que se sabe será causante de inestabilidades, sobrecarga, colapso de voltaje, etc. La acción de control puede ser la apertura de una o más líneas, desconexión o reducción de generación, deslastre de carga o cualquier medida que alivie el problema.” 3 6 Consideraciones A continuación, se describen la consideraciones y recomendaciones a tener en cuenta antes y durante la elaboración de un EACP. Es de anotar que, bajo sustento o soporte técnico, en la elaboración del EACP, podrán ser acordadas modificaciones a algún(os) de los lineamientos indicados en este documento.

1 Evento no planeado que produce una condición anormal en el SEP; cualquier perturbación en el SEP; un cambio inesperado en el Error de Control de Área (ACE) causado por una pérdida repentina de generación o de la carga del SEP. Los disturbios pueden ser balanceados o desbalanceados. 2 Según documento “Guías para el ajuste y la coordinación de protecciones del SIN”. 3 Tomada del Acuerdo CNO 1018 de 2017.6.1 Antes de la elaboración del EACP

Reunión de inicio de EACP Previo a la elaboración de cualquier EACP es necesario que el promotor del proyecto coordine una reunión virtual de inicio y convoque al CND y a todos los agentes involucrados o impactados con el proyecto y es indispensable que a esta reunión asista personal técnico de protecciones. Por cada reunión de inicio de EACP se debe elaborar un acta por parte del promotor del proyecto con las principales consideraciones, recomendaciones y compromisos, en el Anexo 2 se presenta formato del acta. En la reunión de inicio de EACP se deberán tratar o desarrollar los siguientes ítems: • Revisar y definir área de influencia o impacto del EACP definida para el proyecto. En el ítem 6.1.1.1 se describen las consideraciones para la definición del área de influencia. • Presentar por parte del promotor del proyecto los parámetros técnicos que empleará en el estudio. • Describir los proyectos que entrarán en operación antes o simultáneamente con el objeto del estudio, además mencionar proyectos futuros de impacto. En caso, de que el proyecto se vaya a desarrollar por etapas, indicar detalladamente las etapas de puesta en servicio inicialmente establecidas. • Analizar las topologías operativas y condiciones especiales que deben ser tenidas en cuenta en la elaboración del estudio de protecciones. • Definir escenarios de generación/demanda con importantes aportes de corto circuito que deben ser evaluados en el estudio de protecciones (efecto infeed). • Revisar esquemas de protección propuestos y existentes. • Definir las rutas de coordinación de protecciones que se deben validar tanto para red completa como para la condición de N-1 de líneas, transformadores y generadores. • Definir la necesidad de

presentar conclusiones del estudio de energización de equipos y validar la necesidad de incluir estudios de desbalances de secuencia cero por energización de transformadores nuevos sobre la red existente. • Recomendar criterios técnicos particulares para el proyecto. • Definir requisitos de solicitud de información adicional. • Validar esquemas suplementarios de protecciones (ESP) existentes en el área de influencia del proyecto y presentar detalle de operación de cada uno de ellos (Ruta: http://www.xm.com.co/agentes/Documents/XLS/ESP_STN_STR.XLSX). • Si se cuentan con análisis de estabilidad del sistema de potencia que muestren la necesidad de reevaluar los tiempos máximos de aclaración de fallas en líneas para ajustar la temporización de la zona 2 de la función distancia y la etapa 2 de función falla interruptor, se definirá en la reunión de inició la pertinencia de incluir este análisis en el EACP. • Todas las recomendaciones emitidas por el CND en la reunión de inicio deben estar enmarcadas dentro de los análisis del IPOEM.Área de impacto del EACP Como punto de partida para la elaboración de EACP es preciso definir un conjunto de elementos del sistema de potencia a proteger y a partir de ello identificar la zona o área de impacto del sistema bajo estudio. Para los EACP definidos en el alcance de este documento se requiere definir y acordar con el operador del SIN, para cada etapa del proyecto, la(s) topología(s) bajo la(s) cual(es) será analizado el sistema eléctrico y el área y/o los equipos eléctricos a considerar para elaborar el EACP. Una vez establecidos los elementos del sistema de potencia a proteger se requiere definir el área de influencia del EACP,

la cual busca establecer hasta dónde la red eléctrica bajo análisis debe ser modelada, con el fin de establecer un grado de precisión adecuado frente a los fenómenos eléctricos que puedan presentarse en el SIN y que deban ser considerados dentro de estos estudios. Para la definición del área de influencia se recomienda tener en cuenta los siguientes elementos: • Todo generador ubicado al interior y en las cercanías de la red bajo estudio o del proyecto, que puedan impactar el ajuste de los SP del EACP. Tener en cuenta que las fuentes de generación basadas en inversores no aportan niveles de corrientes de corto circuito significativos al SIN. • Las redes a nivel de sistema de transmisión nacional (STN) y sistema de transmisión regional (STR) objeto del EACP. Para proyectos conectados en el STR, el EACP se deberá considerar los transformadores conectados al sistema de distribución local (SDL) con grupo de conexión en “Y” por el lado de alta, además se deberá considerar los terciarios de los transformadores tridevanados. • Para proyectos que se conecten a barras compartidas con generadores conectados a través de transformadores elevadores con conexión “Delta-Y”, con “Y” en el lado de alta, según el punto de sincronización del generador se debe validar si el generador fuera de servicio mantiene o no su transformador conectado al sistema; en caso de considerar el transformador conectado al sistema, en la coordinación de protecciones se debe tener en cuenta el aporte de corriente de secuencia cero de este equipo durante fallas asimétricas. • Elementos de compensación fijos y variables. • Esquemas suplementarios de protecciones implementados. • El criterio inicialmente propuesto para definir el área de influencia del EACP es incluir mínimo dos

bahías más allá de aquellas que delimiten la red principal bajo estudio; sin embargo, cada caso debe ser analizado en detalle teniendo en cuenta que puede requerirse expandir (o contraer) el área de influencia. Una vez se defina el área de influencia del EACP entre el promotor del proyecto, agentes impactados y el CND, se deben listar los parámetros técnicos de los equipos existentes en el área de influencia, los cuales deben ser consistentes con los reportados al CND y almacenados en el aplicativo Parámetros Técnicos del SIN (PARATEC). En caso que se identifiquen inconsistencias entre la información utilizada en el estudio y la información reportada al CND, el agente operador del activo que presente inconsistencias deberá ser informador de las diferencias encontradas para proceder con la validación de la información y, en caso de ser necesario, gestionar la actualización de parámetros, con la correspondiente justificación y actualización de parámetros de los elementos que opera. Con lo anterior se logra mantener la mismainformación como dato de entrada en los diferentes estudios, tanto eléctricos como de protecciones, realizados por el operador del SIN y otros agentes. 6.2 Durante la elaboración del EACP A partir de los resultados del informe del informe de planeamiento operativo eléctrico de mediano plazo (IPOEM), flujos de carga y análisis de cortocircuito se deben definir los escenarios de simulación y establecer las trayectorias para la verificación de la coordinación de protecciones. Los escenarios base o de generación deben respetar los límites operativos establecidos en regulación.

Estudios de flujos, cortocircuito y definición de escenarios Los análisis de los flujos de carga y cortocircuito permiten determinar los escenarios bajo los cuales se desarrollará el estudio de protecciones, así como los niveles mínimos y máximos de cortocircuito trifásico, monofásico y bifásico, con los cuales se ajustan las funciones de protección. Los análisis de flujos de carga y cortocircuito para los estudios de protecciones buscan identificar los escenarios bajo los cuales se debe evaluar el desempeño de las protecciones del sistema eléctrico considerado. En este punto es deseable adoptar las recomendaciones, restricciones eléctricas y escenarios de generación requeridos del área de influencia del estudio. Esta información se encuentra disponible en el IPOEM. Los resultados de análisis de flujo de carga son tomados como referencia de los resultados del IPOEM. Para elaborar estudios de protecciones es esencial contar con un adecuado modelamiento de la red eléctrica o base de datos sintonizada, la cual deberá estar acorde con los valores reales de flujos de potencia y corrientes de cortocircuito del SIN. El CND cuenta con la red eléctrica modelada en una base de datos (DB por sus siglas en inglés) la cual está sintonizada con los valores reales de operación del SIN, a partir de 57.5 kV o superior; para niveles inferiores se debe coordinar con el OR el suministro de información. La DB del SIN y el IPOEM son actualizados trimestralmente por el CND y pueden ser descargados del Portal WEB de XM, a través de fpt, utilizando la clave asignada a cada agente en el dominio ISAMDNT (http://www.xm.com.co/agentes/Paginas/planeacion/informe-de-planeamiento-operativo-electrico-del-mediano-plazo-ipoemp.aspx).

Es responsabilidad del promotor acondicionar la BD según la topología de la red al momento de la entrada del proyecto, incluyendo los proyectos que entrarán en operación antes o simultáneamente; la topología se acuerda en la reunión de inicio entre promotor, agentes involucrados y CND. Por otro lado, cuando los EACP sean elaborados por empresas externas que no son operadores del SIN, es responsabilidad del agente velar por la confidencialidad en el suministro de información sobre el modelo eléctrico a terceros. Se recomienda que los análisis de flujos de carga y cortocircuito sean realizados mediante un modelo de simulación que permita obtener resultados en los niveles de cortocircuito similares a los valores obtenidos con los modelos del CND. En caso de ser requeridos valores de cortocircuito de referencia para sintonización del modelo eléctrico, pueden ser consultados al CND o en los informes de la UPME. Los análisis para los estudios de flujo de carga y cortocircuito que se deben considerar en los EACP normalmente se encuentran en condiciones de demanda mínima y máxima, excepcionalmente podrán requerirse otros escenarios desimulaciones que serán acordados en la reunión de inicio. A continuación, se describe la metodología recomendada para obtener los escenarios de análisis de protecciones.

Determinación de los escenarios de demanda Demanda mínima: se analiza para el año en curso o de entrada del proyecto. Normalmente se encuentra en días festivos o domingos, en los periodos 3 o 4; los días de menor demanda del año suelen encontrarse en semana santa o el primer día del año en estos mismos periodos. Demanda máxima: se analiza para el año en curso o de la entrada del proyecto. Normalmente se encuentra en días ordinarios en los periodos 19 ó 20; los días de mayor demanda del año suelen encontrarse durante los primeros 15 días del mes de diciembre en estos mismos periodos. Los periodos mencionados son indicativos y pueden variar por subárea (por ejemplo, para el área Caribe la mínima demanda se presenta en el periodo 7, mientras que la máxima demanda en el periodo 21), por tanto, se recomienda siempre validar esta información en el IPOEM, la cual es validada y actualizada cada trimestre. Asignación de la generación en el sistema Se despachan las unidades de generación de tal forma que se cumpla con los criterios de operación establecidos en la resolución CREG 025 de 1995. Se ubica el nodo Slack de forma que sea una unidad grande (Preferiblemente mayor o igual a 100 MVA) y que eléctricamente se encuentre por fuera del área de análisis (lo más lejana posible).

Determinación de los escenarios de cortocircuito Los estudios de cortocircuito regularmente se elaboran de acuerdo con los resultados de los estudios de flujo de carga previamente realizados. En estos, generalmente se consideran: • El escenario de mínima demanda, en el cual se busca disminuir los flujos por los circuitos a los mínimos probables y se calculan los valores de los cortocircuitos en las barras. • El escenario de máxima demanda, en el cual se busca incrementar los flujos por los circuitos a los máximos probables y se calculan los valores de los cortocircuitos en las barras. • En ambos escenarios mencionados, se analiza cómo la generación cercana al área en estudio (incluyendo las PCH) modifica el comportamiento de los flujos y los cortocircuitos, de tal manera que puedan afectar el desempeño de las protecciones. • Para los cortocircuitos monofásicos, se deben modelar los transformadores de distribución en el área de influencia del EACP que no se encuentren previamente modelados en la base de datos. 6.3 Simulaciones para validar desempeño de las protecciones Como resultado de los análisis de flujo de carga y cortocircuito, para cada etapa del proyecto se debe realizar la evaluación del desempeño de las protecciones para todos los escenarios de simulación definidos en la reunión de inicio, tanto para red completa como para las condiciones N-1 acordadas, y validar mediante rutas de coordinacióndefinidas que para diferentes tipos de fallas las protecciones del nuevo proyecto coordinen adecuadamente con las protecciones de la red existente.

Definición de rutas de coordinación de protecciones Para realizar la coordinación de protecciones se definen los caminos o rutas de coordinación que validen el desempeño de las protecciones de todas las bahías existentes alrededor del proyecto, es decir, en el área de influencia. En la Figura 1 se presenta un ejemplo de rutas para validar la coordinación de protecciones ante falla en la línea S/E_A-S/E_B. Para el ejemplo presentado se considera que todos los elementos de protección son direccionales. Figura 1. Diagrama unifilar con rutas de coordinación de protecciones. Consideraciones en validaciones En este punto se presentan las consideraciones a tener en cuenta para verificar la selectividad del conjunto del EP del elemento protegido y de los demás elementos en el área de influencia del proyecto (líneas, transformadores, bancos de condensadores, entre otros) frente a fallas de diferentes características. El detalle de las validaciones y verificaciones de las funciones de protección se indica en el ítem 6.3.3. Si el área de influencia bajo análisis opera con diferentes topologías4, evaluar ajustes que presenten un buen desempeño en las diferentes topologías; en caso de no ser posible, analizar la necesidad de implementar varios grupos de ajuste.

4 Existen porciones de red en el SIN cuyas restricciones en la operación requieren que algunos elementos operen normalmente abiertos y para su cierre se hace necesaria la apertura de otro(s) elemento(s) con el fin de evitar sobrecargas o por diferencias en los grupos horarios de transformadores, entre otras. En estos casos, se tienen al menos 2 topologías de operación. Las topologías adicionales analizadas deben obedecer a condiciones operativas reales del sistema.Escenarios: Realizar simulaciones para demanda mínima - generación mínima y demanda máxima - generación máxima y aquellas variaciones definidas o acordadas en la reunión de inicio para evaluar el efecto infeed. Topología: Realizar simulaciones para red completa y ante la condición N-1 (líneas y/o transformadores). Resistencia de falla: Realizar simulaciones para identificar hasta que valor de resistencia de falla están en capacidad de detectar y operar los relés de protección. A continuación, se presentan las necesidades de simulación para los relés de protección de distancia y sobrecorriente de diferentes equipos: • Líneas de transmisión: Para relés sobrecorriente en líneas de transmisión se simulan fallas al 1%, 50% y 99% de la línea de interés. Para relés distancias en líneas de transmisión se simulan fallas al 50% y 99% de la línea de interés. Las fallas en mención se deben realizar en combinación con el valor de resistencia y tipo de falla: o Fallas monofásicas: Realizar un barrido de resistencia de falla entre 0 Ω y 30 Ω. o Fallas bifásicas y trifásicas a tierra: Realizar un barrido de resistencia de falla entre 0 Ω y 10 Ω. • Como mínimo se deben detectar, por relés distancia en zona 2, fallas al 99% de la línea con resistencia de 5 Ω. En caso de identificar problemas para detectar en este tipo de fallas en zona 2, se deberán proponer alternativas de

0 Ω y 10 Ω. • Como mínimo se deben detectar, por relés distancia en zona 2, fallas al 99% de la línea con resistencia de 5 Ω. En caso de identificar problemas para detectar en este tipo de fallas en zona 2, se deberán proponer alternativas de ajustes de los relés que permitan mejorar el desempeño ante este tipo de fallas, también se podrán hacer validaciones con apertura secuencial de interruptores y/o proponer esquemas asistidos de protección • En el caso de detectarse riesgo de sobrealcance es conveniente verificar si se puede contar con ángulo de inclinación de zona 1, reducir alcance resistivo, reducir el alcance reactivo de la zona 1 o finalmente una combinación de varias de estas opciones o de todas. Esto dependerá de las simulaciones de fallas en los diferentes escenarios. Además, se debe evaluar el impacto de la reducción de la zona 1 en la detección de fallas de 5 Ω al 50% de la línea y en traslapes de zonas 2, en caso de que esta falla no se pueda detectar por las protecciones, se deberá indicar que acciones se deben acometer. • Para tramos de líneas aéreas que comparten torre o líneas con más de un circuito se debe revisar la operación selectiva de las protecciones distancia y sobrecorriente con línea paralela desenergizada y aterrizada, ante fallas monofásicas internas y externas a la línea paralela energizada. La condición de línea aterrizada, en ambos extremos, solo aplica para condiciones de mantenimiento, por tanto, con los resultados obtenidos en las simulaciones se deberá evaluar si se maneja un segundo grupo con la zona 1

recortada, o según el esquema de protección de la línea se opta por mantener la zona 1 recortada, coordinando siempre los tiempos de las zonas 2 de la línea propia con las líneas adyacentes. • Transformadores: Para relés sobrecorriente en transformadores se simulan fallas en sus diferentes niveles de tensión, en combinación con el tipo de falla monofásicas, bifásicas y trifásicas a tierra con resistencia de fallas de 0 Ω, 5 Ω y 10 Ω.Para relés diferenciales de transformador se simulan fallas monofásicas y trifásicas en el elemento protegido de 0 Ω, 10 Ω y monofásicas de 50 Ω, y fallas monofásicas y trifásicas externas de 0 Ω. • Barras Para relés diferenciales de barras se simulan fallas monofásicas y trifásicas en el elemento protegido de 0 Ω, 10 Ω y monofásicas de 50 Ω, y fallas monofásicas y trifásicas externas de 0 Ω.

Validaciones y verificaciones A continuación, se presentan las principales consideraciones y recomendaciones a tener en cuenta en la evaluación del desempeño de los esquema