CNO - anexo 1 acuerdo 1094 de 2018

Protocolos correspondientes a la resolucí on 167 de 2017

Universidad de los Andes: PhD. Álvaro Pinilla Sepulveda PhD. Andr es Gonz alez

MSc. Ang elica Pedraza MSc. Carlos Ram ırez MSc. Juan Camilo Casta˜ no Consejo Nacional de Operací on (CNO) 29 de agosto de 2018 Índice

1. Protocolo 1. Gú ıa de buenas pr acticas y requerimientos m ınimos de medicí on 4

2. Protocolo 2. Modelo de Parque, C alculo de Energ ıa Mensual de Parque, C alculo de la ENFICC y Funcí on de Parque 20 2.1. Procesamiento de datos por torre meteorol ogica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 2.2. Asignací on de los datos a cada turbina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 2.3. C alculo del cableado el ectrico para p erdidas el ectricas . . . . . . . . . . . . . . . . 22 2.4. C alculo de la estela para cada dato . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 2.5. C alculo de la energ ıa mensual del parque é olico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2.6. C alculo de la funcí on de parque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 2.7. C alculo de la ENFICC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

3. Protocolo 3. Uso de Modelos de Extrapolací on por Altura 27

4. Protocolo 4. Metodolog ıa para la reconstruccí on de series de velocidad y direccí on de viento 29 4.1. Pre-procesamiento y evaluací on de datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

1ÍNDICE 4.2. Aplicací on modelo MCP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 Definicí on de variables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 ANEXO 1. Documento soporte Protocolo 1 35

1. Mejores Pr acticas para Campa˜ nas de Medicí on de Viento 35

2. Seleccí on de la Zona de Instalací on 37

3. Seleccí on de Instrumentos de Medicí on 42 3.1. Velocidad Horizontal de Viento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

Uso de Sistemas de Medicí on Remota: Sodar y Lidar . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 Proteccí on a Condiciones Ambientales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 3.2. Direccí on del Viento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 3.3. Temperatura del Aire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 3.4. Presí on Barom etrica y Humedad Relativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

4. Instalací on 49 4.1. Seleccí on de la Torre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 4.2. Montaje de Torre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 4.3. Alturas, Configuraciones y Montaje de Sensores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 4.4. Seleccí on del Sistema de Registro de Datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 4.5. Montaje de Sistema de Datos, Cableado y Proteccí on contra Rayos . . . . . . . . . 57

5. Calibrací on y Verificací on 59

6. Operací on y Mantenimiento 63

7. Configuraciones de Torre Meteorol ogica 64

ANEXO 2. Documento soporte Protocolo 2 67

1. Pseudo-c odigo 67

2. Descripcí on de los modelos usados 81 2.1. Modelo de Estela . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

Consideraciones generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 Modelo de estela de Jensen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84 Efecto de la estela de Koch . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 Correccí on para Grandes Parques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 2.2. Modelo de Turbina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 Consideraciones Generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92

M etodos de C alculo de la Energ ıa Mensual de Turbina . . . . . . . . . . . . . . . . 93 Efectos de Condiciones Atmosf ericas en la Energ ıa Mensual de Turbina . . . . . . 94 2.3. P erdidas El ectricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99

2ÍNDICE

3. Validací on de Modelos 100 3.1. Descripcí on del parque de prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 3.2. Modelo de estela y energ ıa entregada por turbina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 3.3. Modelo de Grandes Parques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102

ANEXO 3. Documento soporte Protocolo 3 104

1. Perfil Vertical de Viento y la Capa L ımite Atmosf erica 104

2. Clasificací on de Modelos de Extrapolací on por Altura 105 2.1. Modelos Basados en la Ley Logar ıtmica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105

Determinací on de la Longitud de Rugosidad aerodin amica . . . . . . . . . . . . . . 108

2.2. Modelos Basados en la Ley de Potencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 M etodos para la determinací on del Coeficiente de Cortante del Viento . . . . . . . 112 2.3. Validací on de Modelos: Comparací on de la Ley Logar ıtmica con la Ley de Potencias114 Revisí on de la Literatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114 Validací on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114

3. Modificaciones de la Ley Logar ıtmica 128 3.1. Modificací on por la Altura de Desplazamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 3.2. Modificací on de Monin-Obukhov . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 3.3. Modelo de Monin-Obukhov Extendida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129

4. Consideraciones para la Capa L ımite Interna 129

5. M etodos Morfom etricos para la Estimací on dez0 130

6. Correlaciones Basadas en Altura, Velocidad y Rugosidad Superficial 133

ANEXO 4. Documento soporte Protocolo 4 135

1. Descripcí on algoritmos MCP 135 1.1. Clima é olico y correlací on de series . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138 1.2. M etodos MCP de primer orden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139 1.3. Incorporací on de direccí on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140

2. Descripcí on modelo implementado 142

APÉNDICE: Principales Empresas de Equipos para Medicí on de Velocidades de

Viento 143 Referencias 143

31. Protocolo 1. Gú ıa de buenas pr acticas y requerimientos m ınimos de medicí on La precisí on y exactitud en la medicí on de variables meteorol ogicas son esenciales para la evaluací on y modelamiento energ etico de cualquier proyecto de energ ıa é olica. La informací on meteorol ogica necesaria incluye la velocidad y la direccí on de viento principalmente, adem as de mediciones de temperatura, presí on atmosf erica y humedad. En la resolucí on 167 de 2017 de la

Comisí on de Regulací on de Energ ıa y Gas (CREG), la cual determina la metodolog ıa para el c alculo de energ ıa firme de plantas é olicas, se exige el suministro de informací on de largo plazo (10 a˜ nos o superior), para el cual debe existir por lo menos un (1) a˜ no de mediciones in situ [1]. Mientras las mediciones en sitio de buena calidad permiten validar y adaptar la informací on de fuentes secundarias, mediciones de calidad deficiente pueden resultar en la sobre o subestimací on del recurso é olico. Se estima que errores de exactitud del±5 % en mediciones de velocidad de viento pueden llevar a imprecisiones del ±10 % en la energ ıa producida por las plantas é olicas [2], lo cual afecta fuertemente las estimaciones de la ENFICC y tiene repercusiones directas en la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Por lo tanto, es importante hacer enfasis en la calidad de la informací on recopilada y en los est andares que deben cumplir las campa˜ nas de medicí on en t erminos de calibrací on, operací on y mantenimiento de los instrumentos de medicí on. Al respecto, se han desarrollado diversas normas, est andares y gú ıas de mejores pr acticas relacionadas con la medicí on de viento, entre las que destacan y se usan principalmente en la industria: •La Gú ıa de Instrumentos Meteorol ogicos y M etodos de Observací on(Edicí on de 2014) de la

Organizací on Meteorol ogica Mundial (WMO [3]), cuya descripcí on de instrumentos y sistemas de medicí on m as usados lo convierte en el recurso principal para la correcta seleccí on, calibrací on, instalací on y operací on de instrumentos meteorol ogicos apropiados. •El est andar 61400-12 de la Comisí on Electrot ecnica Internacional (IEC) es uno de los referentes m as utilizados en la industria é olica para la medicí on de velocidad de viento. Si bien este documento est a dirigido al an alisis del desempe˜ no de potencia de turbinas é olicas, la mayor ıa de especificaciones detalladas para la instalací on de torres meteorol ogicas y sus respectivos sensores son ampliamente utilizadas en la prospeccí on de viento. Este est andar describe, entre otras cosas, la calidad de los sensores en t erminos de precisí on y confiabilidad y define un conjunto de criterios con respecto a la cantidad y calidad de los datos [4]. •La Gú ıa para laEvaluací on de Condiciones Espec ıficas de Viento en Sitiode la Red de Medicí on de Institutos de Energ ıa É olica (MEASNET) describe el proceso de evaluací on de una ubicací on, incluida la recopilací on, evaluací on e interpretací on de datos meteorol ogicos [5]. •El documento Manual de Evaluací on de Recurso É olicoré une las gú ıas de buenas pr acticas

aceptadas en la industria para la planeací on y ejecucí on de campa˜ nas de medicí on [6]. Este es un reporte desarrollado por AWS Truepower como actualizací on del manual Manual de Evaluací on de Recurso É olico: Fundamentos para Dirigir un Programa de Monitorizací on Exitoso del Laboratorio Nacional de Energ ıas Renovables (NREL) [7]. A continuací on se plantea el protocolo con los requerimientos m ınimos para realizar una campa˜ na de medicí on de viento (velocidad horizontal, direccí on, temperatura, humedad y presí on atmosf erica). El sustento de los siguientes lineamientos puede ser revisado en las secciones 2 a 7 del Anexo 1. 4En la primera etapa deSeleccí on de la Zona de Instalací onse deben seguir las tareas asignadas en la p agina 6. Una vez se complete esta etapa, se espera que se conozca la clase del sitio donde se desean ubicar las torres de medicí on, permitiendo conocer el nivel de incertidumbre de la estimací on de produccí on de energ ıa posterior. Adicionalmente, se debe tener definido el n umero de torres meteorol ogicas que se deben ubicar en el terreno, cú al es su altura total y a qú e distancia deben estar de los posibles obst aculos del terreno. En la segunda etapa de Seleccí on de Instrumentos de Medicí on, se deben seguir las tareas de cada subetapa, ubicadas en las p aginas 9, 10, 11 y 12. Al finalizar esta etapa deben estar

seleccionados los equipos para la medicí on de las distintas variables atmosf ericas, as ı como cú al es su ubicací on en las torres meteorol ogicas. En la tercera etapa de Instalací on de Torres e Instrumentos, se deben seguir las tareas de las p aginas 13, 14 y 15, donde se dan los requerimientos para la instalací on de la torre y todos los sensores, as ı como del sistema de registro de datos y se indican las protecciones necesarias de los equipos. En la cuarta etapa de Calibrací on y Verificací on, se deben seguir las tareas de la p agina 16, en donde se indican cú ales son los procedimientos para la calibrací on preliminar de los instrumentos, antes de su puesta en operací on en las torres y los procedimientos para verificar el correcto funcionamiento de los mismos una vez se encuentren operando en la campa˜ na. Finalmente, en la quinta etapa de Operací on y Mantenimientose deben seguir las tareas de las p aginas 18 y 19. En donde se dan instrucciones para el cuidado de los instrumentos y el procedimiento de la visita en sitio. 56Tabla 1: Clasificací on del terreno en t erminos de la rugosidad aerodin amicaz0 desarrollada y actualizada por Davenport et al [8]. Aqú ıx hace referencia a la distancia de un obst aculo con el sitio de evaluací on yH es la altura del obst aculo. 7Figura 1: Definicí on de variables para la clasificací on de reglas de medicí on de viento: a)Ángulo de

sitio y altura del obst aculo, b) ancho angular efectivo y c) ancho de obst aculo delgado. Adaptada de [3]. Tabla 2: Requerimientos de la zona de instalací on seg un la Clase del sitio para la medicí on de velocidades de viento seg un el est andar ISO 19289:2014 elaborado por [3]. 89Tabla 3: Caracter ısticas t ecnicas exigidas para anem ometros seg un la norma ISO 17713-1:2007 y la WMO [3]. Los rangos de temperatura se adaptaron al caso colombiano, de acuerdo a [9] y [10] Tabla 4: Caracter ısticas t ecnicas para veletas de viento acordes a la WMO [3] y NREL [6]. Los rangos de temperatura se adaptaron al caso colombiano, de acuerdo a [9] y [10] 10Tabla 5: Caracter ısticas t ecnicas para term ometros acordes a la WMO [3]. Los rangos de temperatura se adaptaron al caso colombiano, de acuerdo a [9] y [10] 11Tabla 6: Caracter ısticas t ecnicas de bar ometros e higr ometros acordes a la WMO [3]. Los rangos de temperatura se adaptaron al caso colombiano, de acuerdo a [9] y [10] 1213141516Tabla 7: Regularidad exigida de los informes de tendencia de medicí on

1718192. Protocolo 2. Modelo de Parque, C alculo de Energ ıa Mensual

de Parque, C alculo de la ENFICC y Funcí on de Parque Este documento presenta la documentací on del aplicativo - software para el c alculo de la Energ ıa en Firme de Parques É olicos. El aplicativo usa un modelo de parque para calcular la energ ıa mensual neta que entrega el parque mes a mes, a partir de: las variables atmosf ericas, informací on de la distribucí on espacial de turbinas y punto de conexí on com un en el terreno y la informací on del modelo de turbina que se desea utilizar (incluyendo potencia y coeficiente de empuje para cada velocidad de viento). A partir de estas energ ıas mensuales, calculadas mes a mes para un per ıodo de 10 a˜ nos1, se calcula la Energ ıa Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC), con la metodolog ıa adoptada en la resolucí on CREG 167 de 2017 [1]2. Un esquema del funcionamiento del aplicativo se presenta en la figura 2. Para el c alculo de la energ ıa mes a mes, se tiene en cuenta que no todas las turbinas dentro del parque é olico generan la misma potencia en un instante dado. Principalmente, debido a la variabilidad de la velocidad de viento en el area del parque y los efectos de estela. Adicionalmente, se deben considerar las p erdidas el ectricas tanto en la operací on de cada turbina como en la transmisí on de la energ ıa hasta el punto de conexí on com un. En consecuencia, el aplicativo primero

determina la velocidad de viento y las condiciones atmosf ericas correspondientes a cada turbina, posteriormente halla la energ ıa y las p erdidas hasta el punto de conexí on de cada una y finalmente suma estas energ ıas para hallar la energ ıa mensual del parque. Un esquema del funcionamiento de la funcí on de conversí on para un mes se presenta en la figura 3. Finalmente, tambí en debe considerarse que para parques suficientemente grandes o de topograf ıa compleja, la velocidad de viento en un instante dado puede variar en diferentes puntos del parque, con lo cual se requiere tomar informací on de varias torres meteorol ogicas y tomar una velocidad distinta para cada turbina en cada tiempo de inter es. Es importante resaltar que para terrenos muy complejos (consultar etapa 1 del primer protocolo para m as informací on), la variabilidad de las condiciones atmosf ericas es muy alta para peque˜ nas distancias dentro del parque, con lo cual hay una gran incertidumbre asociada al uso del aplicativo. En estos casos se recomienda el uso de herramientas computacionales de mec anica de fluidos (CFD) para poder determinar el campo de velocidades en todo el terreno y particularmente en las turbinas del parque. Estos modelos deben tener en cuenta de manera rigurosa la topograf ıa del terreno y pueden tener un alto costo computacional asociado. A continuací on, se ilustran los pasos para el c alculo de energ ıa, desde que se ingresan los datos

de ubicací on de los elementos del parque, los datos meteorol ogicos y los datos de los modelos de turbina que se desean utilizar. 1El procedimiento para obtener una serie de datos de 10 a˜ nos a partir de un menor n umero de a˜ nos de mediciones se explica en el documento de Modelos de Extrapolací on Temporal para el Modelamiento de Energ ıa en Firme de Plantas É olicas. 2Todos los modelos implementados en el aplicativo son basados en modelos utilizados com unmente en la investigací on y desarrollo de energ ıa é olica a nivel mundial. Por lo anterior, hay modelos que pueden ser similares a las desarrollados en proyectos con objetivos similares a nivel nacional o internacional o a c alculos realizados por software comercial. 202.1 Procesamiento de datos por torre meteorol ogica 2.1. Procesamiento de datos por torre meteorol ogica

1. C alculo de la temperatura y densidad in situ:se calcula la serie de densidad in situ a la altura a la que se miden las variables atmosf ericas, de acuerdo a lo dictado por la norma IEC 61400-12-1 [4], esta serie de velocidad se transporta nuevamente a las diferentes alturas de cubo de las turbinas del parque siguiendo lo dictado en la norma ISO 2533, de acuerdo a la recomendací on de la MEASNET3[5]. De manera similar, la serie de temperatura se extrapola a las diferentes alturas del cubo que tenga el parque.

2. C alculo del perfil cortante (Aplicací on del Protocolo 3):se calcula la serie de un a˜ no con resolucí on diezminutal, seg un el m etodo que se haya seleccionado4. Se considera que este comportamiento (c omo var ıa la serie d ıa a d ıa en un a˜ no) se repite para los diez a˜ nos de datos. Luego la serie anual se repite a˜ no a a˜ no.

3. Extrapolací on temporal (MCP) (Aplicací on del Protocolo 4):En primer lugar, se generan series horarias de informací on a partir de las series diezminutales de datos in situ.

Posteriormente, se aplica la extrapolací on temporal, este procedimiento se hace en funcí on de la altura de la fuente secundaria: a) Si la fuente secundaria se encuentra a una altura superior a la altura de medicí on superior:se extrapola por altura la fuente in situ hasta el nivel de la fuente secundaria. Se ejecuta MCP a esta altura. b) Si la fuente secundaria se encuentra en alguna de las alturas de la torre meteorol ogica:se ejecuta MCP a la altura de la fuente secundaria. c) Si la fuente secundaria se encuentra a una altura inferior a la altura superior de medicí on de la torre y no coincide con ninguna altura de la torre meteorol ogica:se extrapola por altura la fuente secundaria hasta la altura del nivel de medicí on in situ m as cercano. Se ejecuta MCP a esta altura.

4. Extrapolací on por altura hasta la altura del cubo (Aplicací on del Protocolo 3):

con la serie a la altura que se tenga del punto anterior y la serie de perfil cortante del segundo punto se extrapola la serie obtenida por MCP hasta la altura del cubo, de ser necesario. Si el parque tiene torres de distintas alturas de cubo se ejecuta esta extrapolací on a todas las alturas de cubo existentes en el parque. 2.2. Asignací on de los datos a cada turbina

1. Asignací on de datos a la altura de cubo correspondiente: de acuerdo al radio de representatividad de las torres meteorol ogicas, se asignan los datos a la altura del cubo para cada una de las turbinas, esto es serie de direccí on, velocidad, temperatura y densidad. Esta serie de velocidad se considerar a como la velocidad no perturbada, antes de los efectos de la estela de las otras turbinas.

2. Correccí on de curvas del comportamiento:Se corrigen las curvas de coeficiente de empuje y produccí on de potencia el ectrica de cada turbina en el parque de acuerdo a la

3Aqú ı se parte del supuesto de que el parque é olico puede tener distintos tipos de turbina, cada uno con diferentes alturas de cubo. En este caso, el aplicativo calcula las variables a las diferentes alturas de cubo. 4Para m as detalles de los m etodos disponibles y sus implicaciones consultar el Protocolo 3: Modelos de Extrapolací on por Altura para el C alculo de Energ ıa Firme de Plantas É olicas. 212.3 C alculo del cableado el ectrico para p erdidas el ectricas

densidad promedio a la altura del cubo, siguiendo un procedimiento similar al de software comercial como WindPRO [11] (m as detalles en los anexos del Protocolo 2). 2.3. C alculo del cableado el ectrico para p erdidas el ectricas

1. C alculo de la distancia en cableado de cada turbina al PCC: a partir de la informací on del cableado del parque se calcula cú al es la longitud del cable desde cada turbina hasta el PCC. Esta informací on se asigna a cada turbina.

2. Otros par ametros:a partir de la informací on del parque se asigna al cableado la informací on de voltaje del cableado y resistencia el ectrica por kil ometro. 2.4. C alculo de la estela para cada dato

1. Ordenamiento de turbinas de acuerdo a la direccí on del viento: se ordenan las turbinas de acuerdo al orden en que incide el viento sobre ellas, esto para que el c alculo de la velocidad perturbada de una turbina de, por ejemplo, tercera l ınea, tenga en cuenta que la velocidad de la estela de la turbina de segunda l ınea ya fue afectada por otra turbina.

2. Correccí on de velocidad por Fen omeno de Grandes Parques (Opcional5): a) Se definen las rugosidades utilizadas del modelo: la rugosidad del terreno se puede establecer con valores promedio predeterminados para parques dentro o fuera de costa, o a partir del cortante de viento calculado en sitio; el aumento de rugosidad debida al

parque es ingresado por el usuario. b) Se calcula el vector de posicí on de cada turbina con respecto a la primera turbina del parque é olico ordenado. Este vector se proyecta con respecto al vector de direccí on del viento para obtener la distancia efectiva a barlovento de la turbina objetivo. c) Se define la altura de la capa l ımite interna para la turbina objetiva usando las rugosidades y la distancia calculada anteriormente. d) Se determina el tipo de correccí on de velocidad que se aplica, el cual depende de la altura de la capa l ımite, la altura de cubo de la turbina, la altura del borde inferior de la turbina, las rugosidades del parque y la distancia (as ı como la eventual activací on de la funcí on de recuperací on).

3. C alculo de la velocidad perturbada por turbina: a) Se determina cú ales estelas impactan sobre la turbina a la cual se le est a calculando la velocidad perturbada (en adelante llamada la turbina de inter es), para saber c omo se afecta la velocidad percibida por el rotor. b) Para cada una de las turbinas que afectan, se calcula la velocidad de la estela cuando llega a la turbina de inter es de acuerdo al modelo de estela de Jensen[13], teniendo en cuenta el coeficiente de empuje, la distancia a la turbina de inter es y la intensidad de turbulencia del terreno (esto determina c omo evoluciona la estela).

5Este es un modelo com unmente utilizado para parques con m as de 5 filas de turbinas y cuyos efectos son acentuados en parques fuera de costa. Es importante recordar que este modelo se encuentra en validací on: Los autores del modelo [12] han validado su uso en parques fuera de costa, mientras que para el caso dentro de costa todav ıa no se han definido los alcances del modelo con precisí on. Por lo tanto, el uso de esta herramienta es experimental y debe ser usado cuidadosamente. Los detalles pueden ser consultados en el Anexo del Protocolo 2 222.5 C alculo de la energ ıa mensual del parque é olico c) Para cada una de las turbinas que afectan se calcula el area de efecto de la estela sobre el area del rotor de la turbina de inter es. d) Teniendo en cuenta las velocidades y las areas de las estelas sobre el rotor de la turbina de inter es se calcula la velocidad perturbada de acuerdo al modelo de Efecto de Estela de Koch [13]. 2.5. C alculo de la energ ıa mensual del parque é olico

1. C alculo de la energ ıa de cada turbina en bornes: a partir de la velocidad perturbada de cada turbina para cada intervalo horario se halla cada una de las energ ıas horarias provistas por la turbina en bornes. Para esto se usa el m etodo de c alculo directo [14]. (Para m as detalles se puede consultar las secciones explicativas en este documento). Se tienen en

cuenta las siguientes consideraciones:

a) Densidad instant anea:se corrige la potencia instant anea generada por el aerogenerador teniendo en cuenta los cambios en densidad del aire en cada intervalo horario. Esta es una correccí on adicional a la correccí on de la curva de potencia del fabricante por densidad promedio y se realiza de manera espec ıfica a cada energ ıa horaria [15]. b) Temperatura de operací on:si la temperatura ambiente es superior al intervalo de temperatura de operací on de la turbina se considera que la turbina no est a generando energ ıa [16].

2. C alculo de la energ ıa horaria en el PCC por turbina:una vez se tiene la energ ıa en bornes, se calculan las p erdidas el ectricas debido al transporte de esta energ ıa al punto de conexí on com un, a partir de los par ametros previamente establecidos en la seccí on de c alculo del cableado el ectrico y la energ ıa del intervalo horario en bornes [17].

3. Energ ıa total horaria y mensual del Parque É olico:una vez se halla la energ ıa que aporta cada turbina en cada intervalo horario al PCC, se suman las energ ıas de todas las turbinas para obtener la energ ıa total del parque, en resolucí on horaria. Una vez se tienen estas energ ıas se pueden sumar a lo largo del mes para obtener la produccí on de energ ıa

mensual esperada del parque, mes a mes, para el per ıodo de 10 a˜ nos 2.6. C alculo de la funcí on de parque

1. C alculo de la velocidad mensual promedio: esta se entiende como el promedio de todas las velocidades horarias a la altura del cubo de todas las turbinas del parque para un mes dado (velocidades ya afectadas por el efecto de estela).

2. C alculo de la funcí on de conversí on:una vez se tienen todas las energ ıas mensuales y las velocidades promedio mensuales, se aproximan los 120 datos a una funcí on de lineal, en la cual la energ ıa generada por el parque depende linealmente de la velocidad mensual de parque. Los par ametros de la funcí on se hallan por medio de minimizar el error m ınimo cuadrado entre los valores estimados y los valores reales[15]. 2.7. C alculo de la ENFICC Una vez se tienen todas las energ ıas generadas de los 120 meses, se puede hallar la energ ıa diaria promedio mensual de cada mes. Esto es, tomar las energ ıas mensuales y dividirlas entre el 232.7 C alculo de la ENFICC n umero de d ıas del mes correspondiente. Estos valores se agrupan de menor a mayor. El menor valor de todos es el valor de la ENFICC de la planta é olica, de acuerdo al procedimiento planteado por la resolucí on CREG 167 de 2017 [1]. 242.7 C alculo de la ENFICC

Figura 2: Variables requeridas para el C alculo de la ENFICC por el aplicativo 252.7 C alculo de la ENFICC Figura 3: Proceso de c alculo de la energ ıa neta del parque para un mes dado

263. Protocolo 3. Uso de Modelos de Extrapolací on por Altura La determinací on de la velocidad horizontal del viento a la altura del cubo de una turbina é olica es crucial debido a su uso en la determinací on de la produccí on de energ ıa. Este par ametro se puede establecer dentro de la campa˜ na de medicí on de viento usando torres meteorol ogicas que alcancen la altura del cubo o usando combinaciones de torre y sistemas de medicí on remota

(Sodar y Lidar) con ciertas restricciones [4]. Sin embargo, la tendencia actual en la industria é olica ha consistido en el desarrollo de turbinas é olicas con alturas de cubo cada vez mayores, lo cual implica una serie de complicaciones para la medicí on de velocidad horizontal a dicha altura. Por esta raz on, el uso de modelos que extrapolen verticalmente las mediciones de velocidad disponibles de menores alturas hasta la altura del cubo es una pr actica com un en la industria é olica [18]. T ıpicamente, se utilizan dos modelos matem aticos en la industria é olica para predecir el comportamiento del perfil cortante de viento sobre regiones de terrenos planos y homog eneos. La primera aproximací on,Ley Logar ıtmica, tiene sus or ıgenes en la teor ıa de capa l ımite y es derivada a partir de argumentos f ısicos y dimensionales. Por otra parte, existe laLey de Potencias, que corresponde a un modelo netamente emp ırico y simple bastante usado en la industria é olica y meteorol ogica. El protocolo presenta a continuací on los modelos exigidos y las siguientes recomendaciones para su implementací on.Se aclara que estos modelos ya se encuentran implementados en el aplicativo de c alculo de la ENFICC, y no hay preferencia de un modelo sobre otro en cuanto a la calidad de los resultados de la extrapolací on. La validací on de estos resultados se presentan m as adelante en la seccí on de anexos de este protocolo: El m etodo de extrapolací on por altura exigido se basa en la Ley de Potencias. Dicha seleccí on se realiza con base en que esta ley es simple y robusta, pero a la vez es capaz de representar las caracter ısticas del terreno, estabilidad atmosf erica y variaciones diarias y estacionales. En la Seccí on 4.3, la validací on (revisí on de la literatura y el ejercicio interno) corrobora las anteriores afirmaciones. Dentro de la Ley de Potencias, se permite el uso de los siguientes m etodos para el c alculo del coeficiente de cortante α:

1. Basado en Velocidades de Viento en Sitio:En este caso, se utilizan las velocidades medidas a dos alturas o tres alturas de medicí on como referencia.Si se utilizan dos alturas de medicí on6, los niveles de referencia deben corresponder a las

alturas de medicí on inferior y superior.

2. Correlací on basada en Altura y Velocidad:En espec ıfico, se recomienda elm etodo de Justus-Mikhail , el cual utiliza una altura y velocidad de referencias y ha mostrado buen