informe cuerpo principal

INFORME
CUERPO PRINCIPAL
PROYECTO
:
Estudio de Impacto Sistémico de Conexión
Ampliación de Central San Lorenzo
en 7.3 MW en Barra San Lorenzo 11.5 kV
Abril 2014
PARA
:
ENLASA SA
At. Sr. Juan Apablaza
Gerente de Operaciones
O.T.
:
Telefónica/e-mail
Ing. Hugo Opázo M PhD
Jefe de Proyecto
Power Electric LTDA
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Estudio Impacto de Conexión de Ampliación de
Central San Lorenzo 7.3 MW
en la barra San Lorenzo 11.5 kV – Mayo del 2014
A
Antecedentes
Se estudia el efecto de la conexión, desde el punto de vista técnico, en Abril del año 2014, de la ampliación de
la central San Lorenzo consistente en 3 motores de 2.1 MW y 1 motor de 1 MW, a conectar en S/E San Lorenzo 11.5
kV. La ampliación inyectará su potencia de 7.3 MW a través del tranformador existente de 100 MVA de 220/11.5 kV
hasta la S/E Diego de Almagro 220 kV.
El impacto del proyecto se verifica a través de un análisis estático que considera el cálculo de flujos de potencia,
análisis de fallas de generación y líneas de transmisión y regulación de tensión. Lo anterior, se analiza para los casos de
demanda alta y baja del Sistema Interconectado Central (SIC).
Además, se realiza un análisis dinámico de la respuesta del sistema en torno al generador, para distintas fallas en
el sistema de generación, transmisión y consumos.
B
Bases del estudio
Las consideraciones realizadas para la definición de las bases del estudio son:
B.1
Sistema de Generación
Para el estudio se considera el actual parque de generación de la zona y el resto del SIC, utilizando para ello la
modelación disponible al mes de enero del 2014, sobre lo cual se incorporarán las obras de generación hasta la fecha de
puesta en servicio de la ampliación de la central San Lorenzo, junio de 2014.
B.2
Sistema de Transmisión
Se considera la actual topología de la zona y el resto del SIC, sobre lo cual se incorporarán las obras de
transmisión hasta Abril de 2014.
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B.3
Recreación de escenarios de estudios
Para el estudio se recrearon escenarios de demanda alta y baja del Sistema Interconectado Central
correspondientes abril del 2014.
Cabe señalar además, que los escenarios de estudio consideraron mínima generación en la zona norte para poder
determinar el efecto puro de la ampliación de la central San Lorenzo principalmente en cuanto a los problemas de
tensión de la zona norte. Por otra parte, respecto de los problemas de capacidad de transmisión de la zona norte, que
principalmete se gatillan por la gran penetración de centrales ERNC en el área, resulta de mínimo impacto dado que la
ampliación de la central es de sólo 7,3 MW frente a los actuales y futuros proyectos eólicos y fotovoltaicos en la zona y
considerando además que este problema de transmisión será resuelto a través de la implementación de esquemas de
desprendimiento de generación sobre las centrales ERNC que se encuentran en etapa de diseño o, al menos en el corto
plazo, por el esquema de desprendimiento de generación sobre unidades de Guacolda que se encuentra próximo a su
entrada en servicio.
Los escenarios bases de demanda alta y baja, corresponden a los siguientes niveles de demanda:
Tabla #1. Niveles de Demanda SIC
Demanda SIC
Escenario
MW
MVAR
7416
865*
Demanda Alta
4734
-290*
Demanda Baja
*Sólo generación
B.4 Fallas de Consumos, Generación y Transmisión
Se analiza, estática y dinámicamente, el impacto de la salida de servicio de la ampliación de central San Lorenzo
con 3x2.1 MW + 1x1 MW y de las fallas locales de consumos, generación y transmisión que más afectan la zona de
conexión del proyecto, las contigencias consideradas son:







Desconexión de la ampliación de central San Lorenzo, con 7.3 MW.
Desconexión completa de la central San Lorenzo a plena generación.
Desconexión de la unidad 1 de la central Guacolda.
Desconexión del consumo El Salvador.
Desconexión del SVC Plus Diego de Almagro.
Falla bifásica a tierra en el 50% de la línea de 220 kV Maitencillo – Cardones #1 y posterior apertura de la
línea a los 120 mseg.
Falla bifásica a tierra en el 50% de la línea de 220 kV Maitencillo – Punta Colorada #1 y posterior apertura
de la línea a los 120 mseg. En el caso del estudio estático esta falla consideró la apertura de un circuito entre
Maitencillo y Pan de Azúcar.
3/16
B.5 Parámetros de las Nuevas Instalaciones
La modelación de cada una de las cuatro unidades correspondientes a la ampliación de central San Lorenzo se
realiza de acuerdo a la mejor información disponible al momento de realización del presente estudio y considerando
parámetros de unidades similares ya modeladas en el SIC. Los parámetros de las nuevas unidades de San Lorenzo
utilizadas son los mostrados en la Tabla #2.
Respecto a los modelos de los reguladores dinámicos, para las unidades #1 y #2 ya en servicio, se utilizan
controladores equivalentes a la central San Francisco de Mostazal.
Para modelar los controladores de las unidades correspondientes a la ampliación de San Lorenzo se utilizan los
mismos controladores que las unidades #1 y #2, aunque para efectos del presente estudio, dichos controladores serán
puestos fuera de servicio para tener la condición más exigente para la interconexión y si en esta condición no se
presentan problemas de estabilidad o incumplimiento de la norma técnica, se podrá concluir adecuadamente que la
incorporación de las unidades no deteriora la seguridad ni calidad de servicio. En caso que se presenten problemas de
inestabilidad u otros en el SIC como consecuencia de la conexión, se considerará lo anterior para efectos de ajustar los
controladores reales que se implementen en las unidades.
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Tabla #2.- Parámetros de las Unidades
Ampliacion San Lorenzo
U3-5
U6
Pot. Nominal
MVA
2,2
1,1
Voltaje nominal
kV
11,5
11,5
0,98
0,95
YN
YN
Power Factor
Connection
Tag[Pgn]
s
4,444445
6,666
H[Pgn]
s
2,222222
3,333
Mechanical Damping
p.u.
0
0
rstr
p.u.
0
0,01
xl
p.u.
0
0
xrl
p.u.
0
0
xd
p.u.
3,74
2,99
xq
p.u.
2,24
1,413
0
0
Type
Td'
s
0,24
0,01334448
Tq'
s
0
0
Td0'
s
3,160563
0,19
Tq0'
s
0
0
Td''
s
0,022
0,02
Tq''
s
0,00533027
0,00265393
Td0''
s
0,04221622
0,03
Tq0''
s
0,06489021
0,03
xd'
p.u.
0,284
0,21
xq'
p.u.
0,3
0,3
xd''
p.u.
0,148
0,14
xq''
p.u.
0,184
No
Saturation
0,125
No
Saturation
SG10
p.u.
0
0
SG12
p.u.
0
0
Smoothing factor
%
10
10
x0
p.u.
0,035
0,01
r0
p.u.
0
0
x2
p.u.
0,166
0,13
r2
p.u.
0
0
Main Flux Sat.
B.6 Niveles de Cortocircuito
5/16
Se determinan los niveles de cortocircuito trifásico, bifásico, bifásico a tierra y monofásico en las siguientes barras
de la zona de estudio:






Bornes unidades central San Lorenzo (barra 11,5 kV)
S/E San Lorenzo 220 kV
Diego de Almagro 220 kV y 110 kV
Carrera Pinto 220 kV
Cardones 220 kV y 110 kV
Maitencillo 220 kV y 110 kV
Estos niveles de cortocircuito se determinan para los casos de demanda baja, demanda alta y plena generación
(con todas las unidades de generación despachadas, con y sin proyecto) en el SIC. Los cortocircuitos se determinan con
factor de tensión 1,1 y según método IEC. La Figura #1 presenta un diagrama unilineal de la zona de estudio.
Figura #1.- Uniineal Zona de Interés
6/16
C
Resumen de Resultados Estudios Estático y Dinámico
C.1 Niveles de cortocircuitos
Se presenta en las Tabla #3 a y #4 un resumen de los cortocircuitos trifásico y monofásico calculados. El detalle
de los cálculos de cortocircuitos monofásicos, bifásicos, bifásicos a tierra y monofásicos se muestran en el Anexo VI.
a) Demanda Baja
Tabla #3. Cortocircuitos Demanda Baja
CC Trifásico
CC Monofásico
Barra
Ik"
Sk"
Ik"
Sk"
kA
MVA
kA
MVA
43,36
863,74
2,90
19,26
San Lorenzo 11,5 kV
2,28
869,58
2,87
364,32
San Lorenzo 220 kV
2,28
870,01
2,88
365,50
Diego de Almagro 220 kV
2,90
552,10
3,95
250,72
Diego de Almagro 110 kV
2,76
1050,36
2,61
331,26
Carrera Pinto 220 kV
4,29
1633,75
5,57
707,76
Cardones 220 kV
4,51
859,97
5,76
366,04
Cardones 110 kV
7,38
2813,95
8,51
1080,53
Maitencillo 220 kV
5,48
1043,26
6,65
422,25
Maitencillo 110 kV
b) Demanda Alta
Tabla #4. Cortocircuitos Demanda Alta
CC Trifásico
Barra
Ik"
Sk"
kA
MVA
43,43
865,12
San Lorenzo 11,5 kV
2,29
873,10
San Lorenzo 220 kV
2,29
873,55
Diego de Almagro 220 kV
2,91
555,24
Diego de Almagro 110 kV
2,76
1053,16
Carrera Pinto 220 kV
4,30
1636,89
Cardones 220 kV
4,52
860,90
Cardones 110 kV
7,40
2820,26
Maitencillo 220 kV
5,48
1044,44
Maitencillo 110 kV
CC Monofásico
Ik"
Sk"
kA
MVA
2,90
19,26
2,87
364,98
2,88
366,17
3,96
251,39
2,61
331,59
5,58
708,69
5,77
366,31
8,52
1082,37
6,65
422,64
c) Plena Generación
7/16
Tabla #5. Cortocircuitos Plena Generación con Proyecto
CC Trifásico
CC Monofásico
Barra
Ik"
Sk"
Ik"
Sk"
kA
MVA
kA
MVA
56,21
1119,65
2,91
19,31
San Lorenzo 11,5 kV
5,48
2087,01
5,64
716,51
San Lorenzo 220 kV
5,49
2093,88
5,68
722,05
Diego de Almagro 220 kV
7,41
1411,24
8,85
561,86
Diego de Almagro 110 kV
4,94
1881,50
3,61
458,45
Carrera Pinto 220 kV
8,83
3365,34
9,84
1249,65
Cardones 220 kV
6,25
1190,90
7,49
475,47
Cardones 110 kV
10,84
4130,34
11,19
1421,33
Maitencillo 220 kV
7,87
1498,87
8,81
559,69
Maitencillo 110 kV
C.2 Flujos Estáticos
Los Tabla #6 a #7 muestran los cuadros resumen los niveles de tensión en 220 y 110 kV del troncal entre Diego
de Almagro y Maitencillo, y de 11,5 y 220 kV de central San Lorenzo, para operación normal y ante cada contingencia
analizada:
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a) Demanda Baja
Tabla #6. Resumen de Niveles de Tensiones en pu. Demanda Baja.
San
Lorenzo
11,5 kV
San
Lorenzo
220 kV
Diego de
Almagro 220
kV
Diego de
Almagro
110 kV
Carrera Pinto
220 kV
Cardones 220
kV
Cardones
110 kV
CASO BASE
1.006
1.007
1.007
1.023
1.022
1.025
1.027
1.054
1.038
Desconexión de la ampliación de
central San Lorenzo, con 7,3 MW
1.006
1.007
1.007
1.023
1.021
1.025
1.026
1.054
1.038
Desconexión completa de la
central San Lorenzo a plena
generación
0.000
1.002
1.002
1.018
1.016
1.023
1.023
1.053
1.037
Falla bifásica a tierra en el
50% de la línea de 220 kV
Maitencillo – Cardones #1 y
posterior apertura de la línea
a los 120 mseg
1.005
1.006
1.006
1.022
1.018
1.019
1.018
1.054
1.039
Falla bifásica a tierra en el
50% de la línea de 220 kV
Maitencillo – Punta Colorada #1
y posterior apertura de la
línea a los 120 mseg
1.006
1.007
1.007
1.023
1.021
1.024
1.026
1.051
1.037
Desconexión SVC Plus Diego de
Almagro
1.047
1.048
1.048
1.066
1.045
1.030
1.031
1.055
1.040
Desconexión consumo El Salvador
1.083
1.084
1.084
1.120
1.066
1.035
1.037
1.056
1.041
Desconexión unidad Nº1 de
central Guacolda
1.006
1.007
1.007
1.023
1.022
1.026
1.027
1.055
1.037
Maitencillo Maitencillo
220 kV
110 kV
9/16
b) Demanda Alta
Tabla #7. Resumen de Niveles de Tensiones en pu. Demanda Alta.
San
Lorenzo
11,5 kV
San
Lorenzo
220 kV
Diego de
Almagro 220
kV
Diego de
Almagro
110 kV
Carrera Pinto
220 kV
Cardones 220
kV
Cardones
110 kV
CASO BASE
1.005
1.006
1.006
1.021
1.019
1.022
1.015
1.049
1.033
Desconexión de la ampliación de
central San Lorenzo, con 7,3 MW
1.005
1.006
1.006
1.021
1.019
1.022
1.014
1.049
1.032
Desconexión completa de la
central San Lorenzo a plena
generación
0.000
1.001
1.001
1.016
1.013
1.019
1.010
1.047
1.030
Falla bifásica a tierra en el
50% de la línea de 220 kV
Maitencillo – Cardones #1 y
posterior apertura de la línea
a los 120 mseg
1.003
1.005
1.005
1.020
1.016
1.016
1.005
1.048
1.033
Falla bifásica a tierra en el
50% de la línea de 220 kV
Maitencillo – Punta Colorada #1
y posterior apertura de la
línea a los 120 mseg
1.004
1.006
1.006
1.021
1.019
1.021
1.014
1.047
1.031
Desconexión SVC Plus Diego de
Almagro
1.038
1.039
1.039
1.056
1.038
1.026
1.019
1.050
1.034
Desconexión consumo El Salvador
1.074
1.075
1.075
1.109
1.060
1.031
1.025
1.052
1.036
Desconexión unidad Nº1 de
central Guacolda
1.005
1.006
1.006
1.021
1.019
1.022
1.014
1.048
1.029
Maitencillo Maitencillo
220 kV
110 kV
10/16
Ante las contingencias analizadas, se observa que la tensión máxima es de 1.120 pu en la barra 110 kV de SE
Diego de Almagro originada por la desconexión de la carga de El Salvador en el escenario de demanda baja.
Por otra parte, la tensión mínima observada es de 1.001 pu en SE Diego de Almagro 220 kV originada por la
desconexión de completa de la central completa San Lorenzo en el escenario de demanda alta.
Los cuadros a continuación resumen el porcentaje de variación de tensión en 220 y 110 kV del troncal entre
Diego de Almagro y Maitencillo, y de 11,5 y 220 kV de central San Lorenzo, para operación normal y ante cada
contingencia analizada con respecto al caso base.
De ambos escenarios se observa que la variación máxima positiva de tensión es de 7,7% en SE San Lorenzo
11,5 kV originada por la desconexión del consumo de SE El Salvador en el escenario de demanda baja. Por otra parte,
la variación máxima negativa es de -0,92% en SE Cardones 110 kV originada por la salida del circuito 1 Maitencillo –
Cardones 220 kV en el escenario de demanda alta.
.
11/16
a) Demanda Baja
Tabla #8. Resumen de variaciones de tensión ante contingencias, con respecto al caso base. Demanda Baja.
San
Lorenzo
11,5 kV
San
Lorenzo
220 kV
Diego de
Almagro 220
kV
Diego de
Almagro
110 kV
Carrera Pinto
220 kV
Cardones 220
kV
Cardones
110 kV
1.006
1.007
1.007
1.023
1.022
1.025
1.027
1.054
1.038
Desconexión de la ampliación de central San
Lorenzo, con 7,3 MW
0.016%
-0.033%
-0.033%
-0.035%
-0.038%
-0.017%
-0.032%
0.001%
-0.002%
Desconexión completa de la central San Lorenzo a
plena generación
-100.0%
-0.485%
-0.483%
-0.508%
-0.549%
-0.237%
-0.373%
-0.059%
-0.097%
Falla bifásica a tierra en el 50% de la línea de
220 kV Maitencillo – Cardones #1 y posterior
apertura de la línea a los 120 mseg
-0.129%
-0.128%
-0.128%
-0.134%
-0.356%
-0.588%
-0.815%
-0.015%
0.061%
Falla bifásica a tierra en el 50% de la línea de
220 kV Maitencillo – Punta Colorada #1 y
posterior apertura de la línea a los 120 mseg
-0.022%
-0.022%
-0.022%
-0.023%
-0.061%
-0.100%
-0.092%
-0.288%
-0.156%
Desconexión SVC Plus Diego de Almagro
4.077%
4.041%
4.041%
4.247%
2.269%
0.449%
0.448%
0.154%
0.169%
Desconexión consumo El Salvador
7.711%
7.648%
7.649%
9.500%
4.376%
0.914%
1.031%
0.200%
0.239%
Desconexión unidad Nº1 de central Guacolda
0.010%
0.010%
0.010%
0.010%
0.027%
0.045%
0.005%
0.147%
-0.096%
CASO BASE
Maitencillo Maitencillo
220 kV
110 kV
12/16
b) Demanda Alta
Tabla #9. Resumen de variaciones de tensión ante contingencias, con respecto al caso base. Demanda Alta.
San
Lorenzo
11,5 kV
San
Lorenzo
220 kV
Diego de
Almagro 220
kV
Diego de
Almagro
110 kV
Carrera Pinto
220 kV
Cardones 220
kV
Cardones
110 kV
1.005
1.006
1.006
1.021
1.019
1.022
1.015
1.049
1.033
Desconexión de la ampliación de central
San Lorenzo, con 7.3 MW
0.014%
-0.036%
-0.036%
-0.037%
-0.045%
-0.025%
-0.041%
-0.012%
-0.017%
Desconexión completa de la central San
Lorenzo a plena generación
-100.0%
-0.510%
-0.507%
-0.528%
-0.612%
-0.308%
-0.465%
-0.188%
-0.243%
Falla bifásica a tierra en el 50% de la
línea de 220 kV Maitencillo – Cardones #1
y posterior apertura de la línea a los
120 mseg
-0.137%
-0.135%
-0.135%
-0.141%
-0.380%
-0.628%
-0.920%
-0.084%
0.000%
Falla bifásica a tierra en el 50% de la
línea de 220 kV Maitencillo – Punta
Colorada #1 y posterior apertura de la
línea a los 120 mseg
-0.016%
-0.016%
-0.016%
-0.017%
-0.045%
-0.075%
-0.071%
-0.213%
-0.122%
Desconexión SVC Plus Diego de Almagro
3.306%
3.277%
3.277%
3.409%
1.842%
0.366%
0.371%
0.125%
0.138%
Desconexión consumo El Salvador
6.861%
6.804%
6.804%
8.575%
3.941%
0.878%
1.024%
0.279%
0.329%
Desconexión unidad Nº1 de central
Guacolda
-0.011%
-0.011%
-0.011%
-0.011%
-0.030%
-0.049%
-0.113%
-0.111%
-0.379%
CASO BASE
Maitencillo Maitencillo
220 kV
110 kV
13/16
C.3 Simulaciones Dinámicas
Las Tablas #10 y #11 muestran los resultados de las simulaciones dinámicas en forma resumida que resaltan el
cumplimientode los estándares que establece la Norma Técnica actualmente:
a) Demanda Baja
Tabla #10. Resumen de Resultados Dinámicos. Demanda Baja.
MS
Sincronismo
Contingencia
Desconexión de la ampliación de
central San Lorenzo, con 7,3 MW
Desconexión completa de la central
San Lorenzo a plena generación
Desconexión de la unidad 1 de la
central Guacolda
Desconexión del consumo El
Salvador
Falla bifásica a tierra en el 50% de
la línea de 220 kV Maitencillo –
Cardones #1 y posterior apertura de
la línea a los 120 mseg
Falla bifásica a tierra en el 50% de
la línea de 220 kV Maitencillo –
Punta Colorada #1 y posterior
apertura de la línea a los 120 mseg
Desconexión SVC Plus Diego de
Almagro
Factor
Comportamiento Tensión
Frecuencia
Vmín. ≥
0.7*
V>0.8 pu
V en ±10%
≤ 120°?
Amort.
ζ
( ≥ 5% )
en 1s
en 20s
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
f ≥ 48.3
Hz
f ≥ 50.5
Hz
Si
Si
No
Si
Si
Si
No
Si
Si
Si
Si
No
Si
Si
Si
Si
Si
No
Si
Si
Si
Si
Si
Si
No
Si
Si
Si
Si
Si
Si
No
Si
Si
Si
Si
Si
Si
No
¿Dif. Ang.
*Excepto mientras se encuentre presente la falla
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b) Demanda Alta
Tabla #11. Resumen de Resultados Dinámicos. Demanda Alta.
MS
Sincronismo
Contingencia
Desconexión de la ampliación de
central San Lorenzo, con 4x7,5 MW
Desconexión completa de la central
San Lorenzo a plena generación
Desconexión de la unidad 1 de la
central Guacolda
Desconexión del consumo El
Salvador
Falla bifásica a tierra en el 50% de
la línea de 220 kV Maitencillo –
Cardones #1 y posterior apertura de
la línea a los 120 mseg
Falla bifásica a tierra en el 50% de
la línea de 220 kV Maitencillo –
Punta Colorada #1 y posterior
apertura de la línea a los 120 mseg
Desconexión SVC Plus Diego de
Almagro
Factor
Comportamiento Tensión
Frecuencia
Vmín. ≥
0.7*
V>0.8 pu
V en ±10%
≤ 120°?
Amort.
ζ
( ≥ 5% )
en 1s
en 20s
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
f ≥ 48.3
Hz
f ≥ 50.5
Hz
Si
Si
No
Si
Si
Si
No
Si
Si
Si
Si
No
Si
Si
Si
Si
Si
No
Si
Si
Si
Si
Si
Si
No
Si
Si
Si
Si
Si
Si
No
Si
Si
Si
Si
Si
Si
No
¿Dif. Ang.
*Excepto mientras se encuentre presente la falla
D
Anexos
En los Anexos se muestra el detalle de los resultados obtenidos en el presente estudio:








Anexo I Flujos Estaticos Demanda Baja
Anexo II Flujos Estaticos Demanda Alta
Anexo III Simulaciones Dinámicas Demanda Baja
Anexo IV Comparativos Flujos Estaticos Demanda Alta
Anexo V Comparativos Flujos Estaticos Demanda Baja
Anexo VI Simulaciones Dinámicas Demanda Alta
Anexo VII Cuadro Resumen Simulaciones Dinámicas
Anexo VIII Detalle de Cortocircuitos
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E
Conclusiones
Los resultados de los estudios estáticos y dinámicos muestran que no se producen sobrecargas, problemas de
regulación de tensión en las barras de la zona norte ni variaciones inaceptables en los niveles de tensión en la zona del
proyecto, ni inestabilidades ni incumplimiento de la normativa técnica vigente en el sistema, ante la conexión de la
ampliación de central San Lorenzo con 7,3 MW, bajo los escenarios y consideraciones realizadas en este estudio.
Con la incorporación de las nuevas instalaciones, ante contingencias, se observó una tensión máxima de 1.12 pu
en la barra 110 kV de SE Diego de Almagro originada por la desconexión de la carga de El Salvador en el escenario de
demanda baja (se debe señalar que los efectos en el SIC de esta contingencia son similares con o sin la ampliación de
San Lorenzo en servicio, por lo tanto no pueden ser atribuidas a este proyecto). Por otra parte, la tensión mínima
observada es de 1.001 pu en SE Diego de Almagro 220 kV originada por la desconexión de completa de la central
completa San Lorenzo en el escenario de demanda alta.
Cabe señalar además, que los escenarios de estudio consideraron mínima generación en la zona norte para poder
determinar el efecto puro de la ampliación de la central San Lorenzo principalmente en cuanto a los problemas de
tensión de la zona norte. Por otra parte, respecto de los problemas de capacidad de transmisión de la zona norte, que
principalmete se gatillan por la gran penetración de centrales ERNC en el área, resulta de mínimo impacto dado que la
ampliación de la central es de sólo 7,3 MW frente a los actuales y futuros proyectos eólicos y fotovoltaicos en la zona y
considerando además que este problema de transmisión será resuelto a través de la implementación de esquemas de
desprendimiento de generación sobre las centrales ERNC que se encuentran en etapa de diseño o, al menos en el corto
plazo, por el esquema de desprendimiento de generación sobre unidades de Guacolda que se encuentra próximo a su
entrada en servicio.
Por lo tanto, los estudios realizados para el mes de Abril de 2014, muestran que es factible técnicamente la
interconexión de la ampliación de central San Lorenzo con un total de 7,3 MW a través de la configuración analizada,
sin que produzca efectos adversos para la calidad y seguridad de servicio de la zona a la que se conecta la central y del
resto de las instalaciones del SIC existentes.
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