CNO - Anexo Acuerdo 1768 de 2023

Protocolo de Definición de la Metodología de modelamiento y el Procedimiento para la revisión y actualización del Modelamiento de Plantas Eólicas

Octubre 31, 2023 Autores María Alejandra Vargas Torres. Camilo Andrés Sedano Quiroz, M.Sc. Nelson Andrés Salazar Peña, M.Sc. Oscar David Salamanca Gómez, M.Sc. Andrés Leonardo González Mancera, Ph.D.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 1 de 35

Revisión Revisión Fecha Fecha Descripción Descripción 0 2023-06-09 1 2023-07-11 Se revisó de acuerdo con los comentarios públicos y acuerdos al interior del grupo de trabajo. 2 2023-10-31 Se revisó y se hicieron los ajustes de acuerdo con los comentarios de XM.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 2 de 35

1. Objetivo

El presente protocolo define la metodología del modelamiento energético de plantas eólicas conforme con lo establecido en el Artículo 5 de la Resolución CREG 101 006 de 2023.

2. Ámbito de aplicación

Plantas de generación eólica, que van a participar en algún mecanismo de asignación de obligaciones del cargo por confiabilidad de que trata la Resolución CREG 071 de 2006 (o todas aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan), a plantas eólicas que apliquen procedimientos relacionados con asignación de obligaciones del cargo

de obligaciones del cargo por confiabilidad de que trata la Resolución CREG 071 de 2006 (o todas aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan), a plantas eólicas que apliquen procedimientos relacionados con asignación de obligaciones del cargo por confiabilidad, y a plantas eólicas que tengan Obligaciones de Energía Firme (OEF) previamente asignadas a la expedición de la presente resolución.

3. Etapas del modelamiento energético

El modelamiento energético de una planta eólica definida mediante Acuerdo por el Consejo Nacional de Operación (CNO) consiste en una serie de seis etapas que representan la cadena de transformaciones, transporte de energía y pérdidas durante el proceso de conversión desde el recurso eólico hasta la frontera comercial:

1. Diseño técnico y eléctrico de la planta eólica.

2. Caracterización de la planta eólica.

3. Corrección de la velocidad del viento por efecto de grandes parques.

4. Estimación de la velocidad del viento perturbada por efecto de estela.

5. Modelamiento de la producción de potencia por aerogenerador en bornes incluyendo pérdidas eléctricas.

6. Modelamiento de la potencia de la planta eólica y generación de energía.

El modelo CNO de una planta eólica solo es aplicable para ubicaciones en terrenos simples, pues terrenos complejos presentan incertidumbres significativas. Un terreno complejo se caracteriza por tener cambios abruptos de la rugosidad superficial. Por ejemplo, aquellos que presentan aspectos orogr áficos como colinas poco pronunciadas y cordilleras simples perpendiculares al viento , cordilleras complejas y empinadas (i.e., pendientes con ángulo de inclinación mayor a 17°), sitios costeros con

ejemplo, aquellos que presentan aspectos orogr áficos como colinas poco pronunciadas y cordilleras simples perpendiculares al viento , cordilleras complejas y empinadas (i.e., pendientes con ángulo de inclinación mayor a 17°), sitios costeros con distancia variable de la playa, o región con bosques densos.

Las series de datos a utilizar en el modelo CNO de una planta eólica deben haber sido adquiridas conforme con lo dispuesto en el Acuerdo CNO 1715 de 2023, o aquel que loProtocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 3 de 35

modifique o sustituya o aquel que lo modifique o sustituya y el Acuerdo CNO 1716 de 2023, o aquel que lo modifique o sustituya . Adicionalmente, se asume que los datos fueron procesados siguiendo la metodología definida en el Acuerdo CNO 1717 de 2023, o aquel que lo modifique o sustituya y posteriormente extrapolada a la altura de buje de los aerogeneradores de la planta eólica siguiendo la metodología definida en el Acuerdo CNO 1718 de 2023, o aquel que lo modifique o sustituya.

Nota: En los diagramas presentados en el protocolo, los recuadros color azul indican los parámetros de entrada y los recuadros color naranja indican los parámetros de salida para cada proceso.

Figura 3.1. Diagrama de flujo general del modelo CNO de una planta eólica.

4. Diseño técnico y eléctrico de la planta eólica

El diseño técnico y eléctrico, junto con las series de datos en resolución horaria de

Figura 3.1. Diagrama de flujo general del modelo CNO de una planta eólica.

4. Diseño técnico y eléctrico de la planta eólica

El diseño técnico y eléctrico, junto con las series de datos en resolución horaria de velocidad del viento (𝑉), dirección del viento (𝐷), temperatura ambiente (𝑇𝑎𝑚𝑏) y presión atmosférica (𝜆), son la entrada a los modelos para el cálculo de la producción de la planta eólica como función del recurso.

El diseño técnico y eléctrico de la planta eólica se compone de seis grupos de parámetros (los parámetros de tipo decimal deben reportarse con dos decimales de precisión a menos que explícitamente se indique otro valor):

1. Especificaciones técnicas de aerogeneradores . Abarca las especificaciones técnicas y de desempeño de los diferentes aerogeneradores.

2. Especificaciones de torres meteorológicas y LIDAR. Abarca las especificaciones geográficas y de cobertura de las torres meteorológicas y LIDAR.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 4 de 35

3. Especificaciones espaciales de los aerogeneradores. Abarca la información de ubicación geográfica de cada aerogenerador.

4. Cableado eléctrico. Abarca la especificación técnica de las líneas de transmisión eléctrica desde los aerogeneradores hasta el punto de conexión común (PCC).

Incluye la resistencia de los cables y la arquitectura de las conexiones.

5. Punto de conexión común (PCC). Abarca la ubicación geográfica del PCC y su voltaje.

Incluye la resistencia de los cables y la arquitectura de las conexiones.

5. Punto de conexión común (PCC). Abarca la ubicación geográfica del PCC y su voltaje.

6. Parámetros globales. Abarca la información pérdidas eléctricas consideradas hasta el punto de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN) y se define si la planta eólica está ubicado fuera de costa (i.e., offshore) o costa adentro (i.e., onshore).

4.1. Especificaciones técnicas de los aerogeneradores

Las especificaciones técnicas de los aerogeneradores se define n a partir de doce parámetros. Dichos parámetros deben definirse para cada modelo de aerogenerador presente en la planta eólica.

Tabla 4.1. Parámetros de definición de las especificaciones técnicas de los aerogeneradores. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato Modelo Aerogenerador _ Nombre del fabricante y modelo de referencia del aerogenerador. _ Texto ℎ𝑏𝑢𝑗𝑒 m Altura de buje del aerogenerador. 0 a 500 Decimal 𝜙 m Diámetro del rotor del aerogenerador. 0 a 500 Decimal 𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 kW Potencia nominal de diseño de l aerogenerador. 0 a 500000 Decimal 𝑉𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 m/s Velocidad del viento nominal de diseño del aerogenerador. 0 a 50 Decimal 𝜌𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 kg/m3 Densidad nominal a la que se

diseño del aerogenerador. 0 a 50 Decimal 𝜌𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 kg/m3 Densidad nominal a la que se proporcionan las curvas del fabricante de potencia y coeficiente de empuje del aerogenerador. 0.5 a 2 Decimal 𝑉𝑚𝑖𝑛 m/s Velocidad del viento mínima de operación del aerogenerador (velocidad de corte inferior). 0 a 5 Decimal 𝑉𝑚𝑎𝑥 m/s Velocidad del viento máxima de operación de l aerogenerador (velocidad de corte superior). 15 a 50 DecimalProtocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 5 de 35

𝑇𝑚𝑖𝑛 °C Temperatura ambiente mínima de operación del aerogenerador. -100 a 5 Decimal 𝑇𝑚𝑎𝑥 °C Temperatura ambiente máxima de operación del aerogenerador. 35 a 100 Decimal 𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 m/s Serie de datos del fabricante de velocidad del viento a las que se suministrarán las curvas del fabricante potencia eléctrica y coeficiente de empuje del aerogenerador. 0 a 50 Lista Decimal 𝑃𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 kW Serie de datos de la curva del fabricante de potencia eléctrica

aerogenerador. 0 a 50 Lista Decimal 𝑃𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 kW Serie de datos de la curva del fabricante de potencia eléctrica entregada por el aerogenerador correspondiente a 𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒. 0 a 500000 Lista Decimal 𝐶𝑡ℎ𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 – Serie de datos de la curva del fabricante de coeficiente de empuje entregada por el aerogenerador correspondiente a 𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒. 0 a 1 Lista Decimal Rango de la forma 𝑎≤𝑥≤𝑏.

4.2. Especificaciones de torres meteorológicas y LIDAR

Las especificaciones de las torres meteorológicas y LIDAR se define a partir d e cinco parámetros. Dichos parámetros deben definirse para cada torre meteorológica y LIDAR presente en la planta eólica.

Tabla 4.2. Parámetros de definición de las especificaciones de torres meteorológicas y LIDAR. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato Longitud ° Longitud de la ubicación geográfica de la torre meteorológica. Se requieren 5 decimales. -80 a 80 Decimal Latitud ° Latitud de la ubicación geográfica de la torre meteorológica. Se requieren 5 decimales.

geográfica de la torre meteorológica. Se requieren 5 decimales. -80 a 80 Decimal Latitud ° Latitud de la ubicación geográfica de la torre meteorológica. Se requieren 5 decimales. -5 a 15 DecimalProtocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 6 de 35

Elevación m Altura sobre el nivel del mar de la ubicación geográfica de la torre meteorológica. -200 a 6000 Entero ℎ𝑇𝑀,𝐿 m Altura de los anemómetros que se reportan al CND de la torre meteorológica y/o altura de medición del LIDAR que se reporta al CND. 0 a 500 Decimal Radio representatividad km Radio de representatividad de la torre meteorológica y/o LIDAR. 0 a 50 Entero Rango de la forma 𝑎≤𝑥≤𝑏.

4.3. Especificaciones espaciales de los aerogeneradores

Las especificaciones espaciales de los aerogeneradores se define a partir de tres parámetros. Adicionalmente, se disponen de dos parámetros para indicar el modelo de aerogenerador (definido en la Sección 4.1) y la torre meteorológica asociada (definido en la Sección 4.2) a cada aerogenerador. Dichos parámetros deben definirse para cada aerogenerador presente en la planta eólica.

Tabla 4.3. Parámetros para definir las especificaciones espaciales de los aerogeneradores. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato Longitud °

para cada aerogenerador presente en la planta eólica.

Tabla 4.3. Parámetros para definir las especificaciones espaciales de los aerogeneradores. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato Longitud ° Longitud de la ubicación geográfica del aerogenerador. Se requieren 5 decimales. -80 a 80 Decimal Latitud ° Latitud de la ubicación geográfica del aerogenerador. Se requieren 5 decimales. -5 a 15 Decimal Elevación m Altura sobre el nivel del mar de la ubicación geográfica del aerogenerador. -200 a 6000 Entero Identificación Especificación Aerogenerador – Modelo de aerogenerador definido en la Sección 4.1. ≥ 1 Entero Identificación Especificación Torre Meteorológica – Torre meteorológica asociada definida en la Sección 4.2. ≥ 1 Entero Rango de la forma 𝑎≤𝑥≤𝑏.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 7 de 35

4.4. Cableado eléctrico

El cableado eléctrico de la planta eólica se define a partir de dos parámetros.

Tabla 4.4. Parámetros para la definición del cableado eléctrico de la planta eólica. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Datos Ω Ohm/km Serie de datos de resistencia eléctrica de cada cableado que conforman las conexiones. Deben haber tantos valores de resistencia eléctrica como

Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Datos Ω Ohm/km Serie de datos de resistencia eléctrica de cada cableado que conforman las conexiones. Deben haber tantos valores de resistencia eléctrica como cableados en las conexiones. ≥ 0 Lista Decimal Conexiones – Serie de datos de aerogeneradores que interconecta el cable. El orden de la serie de datos debe ser tal que el primer aerogenerador es el más lejano al PCC y el último aerogenerador se conecta al PCC. ≥ 1 Lista Entero

4.5. Punto de conexión común

El punto de conexión común (PCC) se define a partir de cuatro parámetros.

Tabla 4.5. Parámetros para la definición del cableado eléctrico de la planta eólica. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato Longitud ° Longitud de la ubicación geográfica del PCC. Se requieren 5 decimales. -80 a 80 Decimal Latitud ° Latitud de la ubicación geográfica del PCC. Se requieren 5 decimales. -5 a 15 Decimal Elevación m Altura sobre el nivel del mar de la ubicación geográfica del PCC. -200 a 6000 Entero Voltaje kV Voltaje del PCC. ≥ 0 Decimal 𝑃𝑃𝐼 kW Potencia límite del punto de inyección. ≥ 0 Decimal Rango de la forma 𝑎≤𝑥≤𝑏.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 8 de 35

4.6. Parámetros globales

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 8 de 35

4.6. Parámetros globales

Para la planta eólica se definen cuatro parámetros globales.

Tabla 4.7. Parámetros globales en la definición del diseño técnico y eléctrico de la planta eólica. Parámetro Unidad Descripción Rango Tipo de Dato Offshore Sí o No Si la planta eólica está ubicada fuera de costa (i.e., offshore). – Texto 𝑘𝑝𝑐 % Pérdidas de transmisión desde el PCC hasta los transformadores. 0 a 100 Decimal 𝑘𝑡 % Pérdidas asociadas a la transformación (elevación de tensión). 0 a 100 Decimal 𝑘𝑖𝑛 % Pérdidas de transmisión hasta el punto de conexión. 0 a 100 Decimal IHF % Indisponibilidad Histórica Forzada (IHF) según lo estipulado en Resolución CREG 071 de 2006 (o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan). 0 a 100 Decimal Rango de la forma 𝑎≤𝑥≤𝑏.

5. Caracterización de la planta eólica

La caracterización de la planta eólica consiste en:

1. Asignación de datos para cada aerogenerador.

2. Extrapolación de la serie de datos de temperatura ambiente y densidad a la altura del buje para cada aerogenerador.

3. Corrección curvas del fabricante de acuerdo a la densidad a la altura del buje para cada aerogenerador.

4. Cálculo de la distancia del cableado eléctrico de cada aerogenerador al PCC.

altura del buje para cada aerogenerador.

3. Corrección curvas del fabricante de acuerdo a la densidad a la altura del buje para cada aerogenerador.

4. Cálculo de la distancia del cableado eléctrico de cada aerogenerador al PCC.

5. Ordenamiento de los aerogeneradores según la dirección del viento.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 9 de 35

Figura 5.1. Diagrama de flujo de la caracterización de la planta eólica.

5.1. Asignación de datos para cada aerogenerador

A partir del radio de representatividad de las torres meteorológicas y/o LIDAR, se asignan l a información de la serie de datos de velocidad del viento, dirección del viento, temperatura ambiente y presión atmosférica para cada aerogenerador. La serie de datos de velocidad del viento corresponde a la velocidad del viento no perturbada, es decir, antes de los efectos de la estela.

Nota: Lo anterior implica que se deben tener tantas torres meteorológicas y/o LIDAR como se requieran para que todos los aerogeneradores sean cubiertos por el radio de representatividad.

5.2. Densidad a la altura del buje

La densidad (𝜌) se debe extrapolar a la altura del buje para cada aerogenerador.

Figura 5.2. Diagrama de flujo de la extrapolación de las series de datos de temperatura ambiente y densidad a la altura del buje para cada aerogenerador.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 10 de 35

ambiente y densidad a la altura del buje para cada aerogenerador.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 10 de 35

Mediante la Ecuación 5.1 se estima la densidad extrapolada a la altura de buje para cada aerogenerador ( 𝜌𝑏𝑢𝑗𝑒), donde 𝑇𝑎𝑚𝑏,𝑏𝑢𝑗𝑒 es la serie de datos de temperatura ambiente a la altura de buje de cada aerogenerador en unidades de °C (Acuerdo CNO 1718 de 2023 o aquel que lo modifique o sustituya), 𝜆𝑏𝑢𝑗𝑒 es la serie de datos de presión atmosférica a la altura de buje de cada aerogenerador en unidades de hPa (Acuerdo CNO 1718 de 2023 o aquel que lo modifique o sustituya ), 𝜆𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 es la presión de vapor de agua estimada con la Ecuación 5.2 en unidades de Pa y 𝜆𝑣𝑠 es la presión de vapor de saturación estimada con la Ecuación 5.3 en unidades de Pa. La relación 𝜆𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 𝜆𝑣𝑠 es la humedad relativa (adimensional), la cual puede tomar un valor comprendido entre 0 y 1.

𝜌𝑏𝑢𝑗𝑒 =( 1 𝑇𝑎𝑚𝑏,𝑏𝑢𝑗𝑒 +273.15)⋅(𝜆𝑏𝑢𝑗𝑒 ⋅100 287.058 −(𝜆𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟2 𝜆𝑣𝑠 )⋅( 1 287.058− 1 461.5)) (5.1)

Donde: 𝜆𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 =0.0000205⋅exp(0.0631846⋅(𝑇𝑎𝑚𝑏,𝑏𝑢𝑗𝑒 +273.15)) (5.2)

𝜆𝑣𝑠 =(6.112⋅exp( 17.67⋅𝑇𝑎𝑚𝑏,𝑏𝑢𝑗𝑒 𝑇𝑎𝑚𝑏,𝑏𝑢𝑗𝑒 +243.5))⋅100 (5.3)

5.3. Corrección de curvas del fabricante

La corrección de las curvas del fabricante de potencia eléctrica y de coeficiente de empuje se debe realizar para cada modelo de aerogenerador (definido en la Sección 4.1) de acuerdo a la correspondiente densidad extrapolada a la altura del buje (𝜌𝑏𝑢𝑗𝑒).

La corrección de las curvas del fabricante solo se realiza si 𝜌𝑏𝑢𝑗𝑒 ≠𝜌𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙.

Figura 5.3. Diagrama de flujo de la corrección de curvas del fabricante.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 11 de 35

La corrección de la serie de datos del fabricante de v elocidad del viento a las que se suministra la curva del fabricante potencia eléctrica del aerogenerador (𝑉𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝑃 ) se realiza mediante la Ecuación 5.4.

𝑉𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝑃 =𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 ⋅(𝜌𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝜌𝑏𝑢𝑗𝑒 ) 𝑚 (5.4)

Donde:

𝑚= {

1 3 0≤𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 <𝑉𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜

1 3+1 3⋅(𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 −𝑉𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 𝑉𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 −𝑉𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 ) 𝑉𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 ≤𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 ≤𝑉𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 2 3 𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 >𝑉𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 (5.5)

El parámetro 𝑉𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 es la velocidad del viento de la serie de datos del fabricante en donde se tiene el valor máximo de la relación 𝑃𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 3 de la curva del fabricante de coeficiente de empuje del aerogenerador.

Por otra parte, la corrección de la serie de datos del fabricante de velocidad del viento a las que se sumini stra la curva del fabricante coeficiente de empuje del aerogenerador (𝑉𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎

a las que se sumini stra la curva del fabricante coeficiente de empuje del aerogenerador (𝑉𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝐶𝑡ℎ ) se realiza mediante la Ecuación 5.6.

𝑉𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝐶𝑡ℎ =𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 ⋅(𝜌𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝜌𝑏𝑢𝑗𝑒 ) 𝑛 (5.6)

Donde:

𝑛= {

1 8 0≤𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 <𝑉𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 1 8+(1 3−1 8)⋅(𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 −𝑉𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 𝑉𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 −𝑉𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 ) 𝑉𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 <𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 ≤𝑉𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 1

1 3 𝑉𝑓𝑎𝑏𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑡𝑒 >𝑉𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 (5.7)

En ambos casos, las series de datos del fabricante de velocidad del viento corregida no deben superar la velocidad del viento máxima de operación de l aerogenerador (𝑉𝑚𝑎𝑥), es decir, 𝑉𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝑃 =max⁡(𝑉𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝑃 ,𝑉𝑚𝑎𝑥) y 𝑉𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝐶𝑡ℎ =max⁡(𝑉𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝐶𝑡ℎ ,𝑉𝑚𝑎𝑥).Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 12 de 35

5.4. Distancia del cableado eléctrico al PCC

Para cada aerogenerador 𝑖 se debe definir la distancia en kilómetros del correspondiente cableado eléctrico hasta el PCC (𝜒𝑖,𝑃𝐶𝐶). Dicha distancia se estima

mediante la distancia geodésica (𝜒𝑖,𝑗 𝑔𝑒𝑜𝑑é𝑠𝑖𝑐𝑎) en la superficie terrestre teniendo en cuenta la característica elipsoidal de la tierra a partir de dos ubicaciones geográficas (i.e., longitud, latitud y elevación) [4]. Para el cálculo de 𝜒𝑖,𝑗 𝑔𝑒𝑜𝑑é𝑠𝑖𝑐𝑎 (en unidades de kilómetros) se recom ienda el uso d el modelo de Haversine [5] (ver Ecuación 5.8 y Ecuación 5.9, donde Δlatitud=latitud𝑗 −latitud𝑖 y Δlongitud=longitud𝑗 −longitud𝑖).

𝜅=sin(Δlatitud 2 ) 2 +cos(𝑙atitud𝑖)⋅cos(𝑙atitud𝑗)⋅sin(Δlongitud 2 ) 2 (5.8)

𝜒𝑖,𝑗 𝑔𝑒𝑜𝑑é𝑠𝑖𝑐𝑎 =2⋅6371⋅arcsin(√𝜅) (5.9)

Dado que las conexiones del cableado eléctrico (ver Tabla 4.4) consiste n en los aerogeneradores interconectados hasta el PCC, la distancia del cableado eléctrico de cada aerogenerador 𝑖 hasta el PCC (𝜒𝑖,𝑃𝐶𝐶) es la sumatoria entre la distancia entre pares de aerogeneradores (𝜒𝑖,𝑗) hasta llegar al PCC.

𝜒𝑖,𝑗 =√(𝜒𝑖,𝑗

de aerogeneradores (𝜒𝑖,𝑗) hasta llegar al PCC.

𝜒𝑖,𝑗 =√(𝜒𝑖,𝑗 𝑔𝑒𝑜𝑑é𝑠𝑖𝑐𝑎) 2 +(elevación𝑗 −elevación𝑖) 2 (5.10)

Por ejemplo, la distancia del cableado eléctrico desde el primer aerogenerador hasta el PCC de la planta eólica presentado en la Figura 5.4, se estima con la Ecuación 5.11.

𝜒1,𝑃𝐶𝐶 =𝜒1,2 +𝜒2,3 +𝜒3,4 +𝜒4,𝑃𝐶𝐶 (5.11)

Figura 5.4. Planta eólica de ejemplo para la estimación del cableado eléctrico.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 13 de 35

5.5. Ordenamiento de aerogeneradores según la dirección del viento

Se requiere organizar los aerogeneradores desde el primero al que impacta el viento hasta el último. Este ordenamiento de los aerogeneradores según la dirección del viento (𝐷) debe realizarse p ara cada estampa temporal de la serie de datos de dirección del viento.

El procedimiento para el ordenamiento de los aerogeneradores según la dirección del viento requiere estimar la distancia entre longitudes (𝑋𝑖,𝑗 𝑙𝑜𝑛) y la distancia entre latitudes (𝑋𝑖,𝑗

El procedimiento para el ordenamiento de los aerogeneradores según la dirección del viento requiere estimar la distancia entre longitudes (𝑋𝑖,𝑗 𝑙𝑜𝑛) y la distancia entre latitudes (𝑋𝑖,𝑗 𝑙𝑎𝑡) de un par de aerogeneradores. La distancia entre longitudes es equivalente a la distancia en el eje horizontal en un plano 2D. De forma similar, la distancia entre latitudes es equivalente a la distancia en el eje vertical en un plano 2D. Esta estimación de distancia debe realizarse fijando un primer aerogenerador como referencia e iterando el segundo aerogenerador entre los aerogeneradores restantes de la planta eólica.

El factor de ordenamiento (𝜓𝑗) se estima para cada aerogenerador 𝑗 con la Ecuación 5.12, donde:

• 𝜃 es la dirección del viento en unidades de radianes tomando como referencia que el norte geográfico corresponde a 0°. En la Ecuación 5.13 el parámetro 𝐷̅ es el promedio de la dirección del viento para una misma estampa temporal de la serie de datos de dirección del viento asignada a cada aerogenerador en la Sección 5.1. El parámetro 𝐷̅ se corresponde al vector formado por el promedio de las componentes vertical y horizontal del viento. • 𝑠𝑖,𝑗 𝑙𝑜𝑛 y 𝑠𝑖,𝑗 𝑙𝑎𝑡 son el signo de la diferencia entre las longitudes y latitudes del par de aerogeneradores manteniendo el mismo procedimiento iterativo . Los parámetros 𝑠𝑖,𝑗 𝑙𝑜𝑛 y 𝑠𝑖,𝑗

aerogeneradores manteniendo el mismo procedimiento iterativo . Los parámetros 𝑠𝑖,𝑗 𝑙𝑜𝑛 y 𝑠𝑖,𝑗 𝑙𝑎𝑡 solo pueden tomar valores de 1.

𝜓𝑗 =sin(𝜃)⋅𝑠𝑖,𝑗 𝑙𝑜𝑛 ⋅𝜒𝑖,𝑗 𝑙𝑜𝑛 +cos(𝜃)⋅𝑠𝑖,𝑗 𝑙𝑎𝑡 ⋅𝜒𝑖,𝑗 𝑙𝑎𝑡 (5.12)

𝜃=(90−𝐷̅)⋅ 𝜋 180 (5.13)

𝑠𝑖,𝑗 𝑙𝑜𝑛 =signo(𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑𝑗 −𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑𝑖) (5.14)Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 14 de 35

𝑠𝑖,𝑗 𝑙𝑎𝑡 =signo(𝑙𝑎𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑𝑗 −𝑙𝑎𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑𝑖) (5.15)

El resultado de la Ecuación 5.12 es una serie de datos de factor de ordenamiento (𝜓𝑗) para cada aerogenerador en una única estampa temporal . Note que 𝜓𝑖=𝑗 =0.

El resultado de la Ecuación 5.12 es una serie de datos de factor de ordenamiento (𝜓𝑗) para cada aerogenerador en una única estampa temporal . Note que 𝜓𝑖=𝑗 =0. Finalmente, el factor de ordenamiento (𝜓𝑗) es organizado de forma descendente.

6. Corrección de la velocidad del viento por efecto de grandes parques – Offshore

Para la estimación de la velocidad del viento efectiva que incide sobre cada aerogenerador, la serie de datos de velocidad del viento debe ser ajustada para tener en cuenta el efecto de grandes parques. Este procedimiento debe realizarse para cada estampa temporal de la serie de datos de velocidad del viento , dirección del viento y temperatura ambiente.

El efecto de grandes parques únicamente se tiene en cuenta para parques eólicos fuera de costa (i.e., offshore) y si la planta eólica cuenta con más de cinco filas de aerogeneradores. El último criterio se verifica si el parámetro 𝑥𝑑𝑖𝑠𝑡 >0.

El cálculo matricial del parámetro 𝑥𝑑𝑖𝑠𝑡 requiere el ordenamiento de los aerogeneradores desde el primero al que impacta el viento hasta el último desarrollado en la Sección 5.5.

𝑥𝑑𝑖𝑠𝑡 =[

−cos⁡(𝜃𝑗) −sin⁡(𝜃𝑗) 0 ]⋅[ 𝜒𝑖,𝑗 𝑙𝑜𝑛 𝜒𝑖,𝑗 𝑙𝑎𝑡 (𝑒𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑗 +ℎ𝑏𝑢𝑗𝑒,𝑗)−(𝑒𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑖 −ℎ𝑏𝑢𝑗𝑒,𝑖) ] (6.1)

Dado que la Ecuación 6.1 es un cálculo entre matrices, la multiplicación corresponde al producto punto. También, se mantiene la notación de la Sección 5.5, donde se fija el primer aerogenerador 𝑖 como referencia a partir de la serie de datos de 𝜓𝑗, y se itera el segundo aerogenerador 𝑗 a partir de los aerogeneradores restantes. El parámetro 𝜃𝑗 se estima con la Ecuación 5.13 pero en lugar de 𝐷̅ se utiliza el valor de la dirección del viento de la serie de datos asignados al aerogenerador 𝑗 en la Sección 4.1 correspondiente a la estampa temporal de análisis.

Si 𝑥𝑑𝑖𝑠𝑡 >0 y la planta eólica se ubica fuera de costa (i.e., offshore), se realiza el ajuste de la serie de datos de velocidad del viento para tener en cuenta el efecto de grandesProtocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 15 de 35

parques. Además, si

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 15 de 35

parques. Además, si 𝒙𝒅𝒊𝒔𝒕 𝝓𝒋 ≥𝟔𝟎 existe recuperación de la velocidad del viento, donde 𝜙𝑗 es el diámetro del rotor del aerogenerador 𝑗.

Figura 6.1. Diagrama de flujo de la corrección de velocidad del viento por efecto de grandes parques.

6.1. Efecto de grandes parques sin recuperación

Para establecer la magnitud de l efecto de grandes parques sobre la velocidad de viento para cada aerogenerador, mediante la Ecuación 6.2 se estima la altura de la capa límite interna (ℎ𝐶𝐿𝐼) la cual se extiende desde el primer aerogenerador o fila de aerogeneradores y aumenta su altura de influencia con la distancia a sotavento (ver Figura 6.2). ℎ𝐶𝐿𝐼 ⋅(ln(ℎ𝐶𝐿𝐼 𝑧02 )−1)−0.9⋅𝑥𝑑𝑖𝑠𝑡 =0 (6.2)Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 16 de 35

La Ecuación 6.2 debe ser resuelta con el método de bisección para estimar el parámetro ℎ𝐶𝐿𝐼. El parámetro 𝑧02 es la rugosidad aumentada por la planta eólica y su valor se define en la Tabla 6.1.

Tabla 6.1. Valor de la rugosidad del terreno y aumentada.

valor se define en la Tabla 6.1.

Tabla 6.1. Valor de la rugosidad del terreno y aumentada. Parámetro Valor Onshore Valor Offshore Rugosidad del terreno (𝑧01) 0.055 0.0002 Rugosidad aumentada (𝑧02) 0.05 0.03 Valores definidos en el Acuerdo CNO 1127 de 2018.

Figura 6.2. Desarrollo de la capa límite interna generada a partir de la primera fila de aerogeneradores de la planta eólica discretizada en zonas 1, 2 y 3. Tomado de [14].

Luego, a partir de la Ecuación 6.3 se estima el parámetro ℎ′, el cual tiene en cuenta la energía cinética del viento no extraída del suelo. El parámetro ℎ𝑏𝑢𝑗𝑒̅̅̅̅̅̅̅ es el promedio de las alturas de buje de los aerogeneradores de la planta eólica.

ℎ′ =ℎ𝐶𝐿𝐼 +2 3⋅ℎ𝑏𝑢𝑗𝑒̅̅̅̅̅̅̅ (6.3)

Adicionalmente, la alteración causada por el efecto de grandes parques es percibida en el borde inferior del rotor del aerogenerador (𝑧′).

𝑧′ =ℎ𝑏𝑢𝑗𝑒 −𝜙 (6.4)

La magnitud de l efecto de grandes parques sobre la velocidad de viento para cada aerogenerador depende de la zona donde se ubica 𝑧′ con respecto a ℎ′ (ver Figura 6.2):

La magnitud de l efecto de grandes parques sobre la velocidad de viento para cada aerogenerador depende de la zona donde se ubica 𝑧′ con respecto a ℎ′ (ver Figura 6.2):

• Si 𝑧′ ≥0.3⋅ℎ′, 𝑧′ se ubica en la primera zona. En este caso no se realiza corrección de la velocidad del viento por efecto de grandes parques.Protocolo de Definición de la Metodología del Modelamiento de las Plantas Eólicas

Universidad de los Andes – Consejo Nacional de Operación Página 17 de 35

• Si 0.09⋅ℎ′ <𝑧′ <0.3⋅ℎ′, 𝑧′ se ubica en la segunda zona . Luego, la velocidad del viento corregida por el efecto de grandes parques para cada aerogenerador (𝑉𝑗 𝐺𝑃) se estima con la Ecuación 6.5.

𝑉𝑗 𝐺𝑃 = 𝑉𝑗 ln(𝑧′ 𝑧01 ) ⋅( ln(ℎ′