Avaliacaoimpactodescargas-Rodigues-2022

Prévia do material em texto

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE 
CENTRO DE TECNOLOGIA 
MESTRADO PROFISSIONAL EM ENERGIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
PEDRO MATEUS PIMENTA RODRIGUES 
 
 
 
 
AVALIAÇÃO DO IMPACTO DE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS EM 
AEROGERADORES UTILIZANDO O ATP 
 
 
 
 
 
 
 
 
NATAL 
2022 
 
 
PEDRO MATEUS PIMENTA RODRIGUES 
 
 
 
AVALIAÇÃO DO IMPACTO DE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS EM 
AEROGERADORES UTILIZANDO O ATP 
 
Dissertação de Mestrado apresentada ao 
Programa de Pós-Graduação em Energia 
Elétrica da UFRN como parte dos 
requisitos para obtenção do título de 
Mestre em Energia Elétrica. 
 
Aprovada em: ___/___/______. 
 
 
BANCA EXAMINADORA 
 
 
________________________________________ 
Prof. Dr. José Tavares de Oliveira (Orientador) 
Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) 
 
 
_________________________________________ 
Prof. Dr. Ricardo Ferreira Pinheiro 
Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) 
 
 
_________________________________________ 
Prof. Dr. Manoel Firmino de Medeiros Júnior 
Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) 
 
 
_________________________________________ 
Prof. Dr. Thales Augusto de Oliveira Ramos 
Instituto Federal do Rio Grande do Norte (IFRN) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN 
Sistema de Bibliotecas - SISBI 
Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Central Zila Mamede 
 Rodrigues, Pedro Mateus Pimenta. 
 Avaliação do impacto de descargas atmosféricas em 
aerogeradores utilizando o ATP / Pedro Mateus Pimenta Rodrigues. 
- 2022. 
 92 f.: il. 
 
 Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Rio Grande do 
Norte, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Energia 
Elétrica, Natal, RN, 2023. 
 Orientador: Prof. Dr. José Tavares de Oliveira. 
 
 
 1. ATPdraw - Dissertação. 2. Aerogeradores - Dissertação. 3. 
Transitórios eletromagnéticos - Dissertação. 4. Descargas 
atmosféricas - Dissertação. I. Oliveira, José Tavares de. II. 
Título. 
 
RN/UF/BCZM CDU 620.1 
 
 
 
 
 
 
Elaborado por Ana Cristina Cavalcanti Tinoco - CRB-15/262 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A Deus. 
Aos meus pais, amigos e família. 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMENTOS 
 
Primeiramente a Deus que me concedeu saúde e força para superar todas 
as dificuldades ao longo de todo o mestrado. 
Aos meus pais amigos e familiares. Ao meu orientador Dr. José Tavares de 
oliveira, pela sua excelente orientação e suporte no pouco tempo que lhe coube, pelas 
suas correções e incentivos. 
A todos os colegas do MPEE que estiveram juntos durante o período do 
curso. 
A todos os engenheiros que fazem parte do corpo técnico da Geradora 
Eólica Bons Ventos da Serra 2. 
E a todos que direta ou indiretamente, fizeram parte de minha formação, 
deixo aqui minha imensa gratidão. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RESUMO 
O rápido crescimento da geração de energia eólica vem alinhado à redução de gases 
poluentes na atmosfera, já que é uma fonte de energia limpa e renovável com grande 
potencial de gerar emprego e renda. Esses fatores fazem com que a energia eólica 
esteja ajustada com os objetivos energéticos nacionais e compõe uma parcela da 
matriz energética do país. O Brasil é um país de dimensões continentais e possui 
regiões com incidências elevadas de descargas atmosféricas. Neste cenário os 
impactos causados por descargas atmosféricas em aerogeradores e demais 
componentes de um parque eólico são um dos temas mais importantes na 
implementação e operação dos complexos. Além disso, diversos parques estão 
instalados em áreas montanhosas ou de serras que possuem solo com características 
geofísicas peculiares e alta resistividade, ocasionando além de uma maior exposição 
a descargas atmosféricas uma dificuldade em relação a garantia de escoamento 
eficaz de correntes espúrias para o solo. Em alguns casos além do desligamento 
forçado que ocasiona a indisponibilidade das unidades geradoras, a recomposição 
através de substituição de componentes da máquina pode ser bastante onerosa, 
tendo em vista as dimensões e especificidades de alguns desses itens. O presente 
trabalho tem como objetivo avaliar os comportamentos dos surtos de tensão 
ocasionados pelo impacto de descargas atmosféricas em parques eólicos. Para isso, 
são utilizados modelos de circuitos equivalentes para os diversos componentes do 
aerogerador, pás, torre, sistemas de conexão mecânica e elétrica, assim como os 
aterramentos. Um parque eólico padrão com geradores síncronos conectados à rede 
de transmissão é utilizado para avaliação dos níveis de tensão ocasionados pela 
incidência de descargas atmosféricas. As simulações foram realizadas no ATP 
(Alternative Transients Program), através de sua interface gráfica o ATPdraw. Durante 
as simulações, modificações em parâmetros específicos são realizadas para 
averiguação do comportamento do sistema durante o transitório ocasionado pelo 
impacto da descarga atmosférica, para que assim possam ser avaliados os cenários 
que possibilitem a validação e proposição de melhorias no que diz respeito a resposta 
à surtos de tensão atmosféricos. 
 
Palavras-chave: ATPdraw, Aerogeradores, Transitórios Eletromagnéticos, 
Descargas atmosféricas. 
 
 
ABSTRACT 
The growth of wind energy generation is aligned with the reduction of polluting gases 
in the atmosphere, and wind energy is a clean and renewable source of energy with 
great potential to generate employment. These factors make wind energy fit national 
energy goals and make up a portion of the country's energy matrix. Brazil is a country 
of continental dimensions and has regions with high incidences of lightning. The 
impacts caused by lightning on wind turbines and other components of a wind farm are 
one of the most important topics in the implementation and operation of wind farms. In 
addition, several wind farms are installed in mountainous areas that have soil with high 
resistivity, causing, in addition to greater exposure to lightning, a difficulty in 
guaranteeing the effective flow of spurious currents to the soil. In some cases, in 
addition to the forced shutdown that causes the unavailability of the generating units, 
the recompositing through the replacement of machine components can be extremely 
expensive, in view of the dimensions and specificities of some of these items. This 
work aims to evaluate the behavior of voltage surges caused by the impact of lightning 
in wind farms, for this, equivalent circuit models are used for the various components 
of the wind turbine, blades, tower, mechanical and electrical connection systems, and 
the electrical ground of the turbine. A standard wind farm with synchronous generators 
connected to the transmission grid will be used to assess the voltage levels caused by 
the incidence of lightning strikes. The simulations will be carried out with the ATP 
(Alternative Transients Program), through its graphical interface ATPdraw. During the 
simulations, modifications to specific parameters are carried out to investigate the 
behavior of the system during the transient caused by the impact of lightning, so that 
the scenarios that allow the validation and proposal of improvements about the 
response to outbreaks can be evaluated. 
 
Keywords: ATPdraw, Wind turbines, Electromagnetic Transients, Lightning. 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE ILUSTRAÇÕES 
Figura 1 - Moinhos de vento na Europa .................................................................... 17 
Figura 2 - Total em GW potência eólica instalada no ano de 2020 ........................... 19 
Figura 3 - A capacidade da energia eólica no mundo ...............................................19 
Figura 4 - O potêncial eólico brasileiro ...................................................................... 21 
Figura 5 - Potência eólica outorgadas nos estados brasileiros ................................. 21 
Figura 6 - Componentes de um aerogerador ............................................................ 23 
Figura 7 - Formação de descarga atmosférica em um aerogerador ......................... 25 
Figura 8 - Formação do canal de descarga na base de uma nuvem ........................ 27 
Figura 9 - Processo de formação dos canais ascendentes e descendentes e sua 
conexão (Salto final) .................................................................................................. 28 
Figura 10 - Representação da formação de uma descarga positiva ......................... 28 
Figura 11 - Densidade por km² de descargas atmosféricas no mundo ..................... 29 
Figura 12 - Sinal típico de uma descarga atmosférica .............................................. 31 
Figura 13 - Representação de uma onda de corrente através da curva de Heidler .. 32 
Figura 14 - Forma de onda com os parâmetros associados de descarga atmosférica
 .................................................................................................................................. 32 
Figura 15 - Tipos de proteção das pás de um aerogerador ...................................... 36 
Figura 16 - Método das esferas rolantes ................................................................... 37 
Figura 17 - Divisões das zonas de proteção de um aerogerador .............................. 39 
Figura 18 - Segmentação e circuito equivalente da pá ............................................. 44 
Figura 19 - Exemplo de segmentação de uma torre e características do circuito ..... 47 
Figura 20 - Modelo de transformador utilizado .......................................................... 49 
Figura 21 - Representação do circuito do modelo de para-raio................................. 50 
Figura 22 - Representação da não linearidade do fator A0 ....................................... 51 
Figura 26 - Representação da não linearidade do fator A1 ....................................... 52 
Figura 24 - Componentes de corrente no solo .......................................................... 53 
Figura 25 - Conexão das malhas de aterramento em um parque eólico ................... 54 
Figura 26 - Circuito equivalente para um segmento do aterramento ......................... 56 
Figura 27 - Diagrama esquemático da fonte de Heidler ............................................ 58 
Figura 28 - Forma de onda da corrente de descarga ................................................ 58 
Figura 29 - Modelo esquemático de um para-raio no ATP ........................................ 59 
 
 
Figura 30 - Gráficos das formas de onda de corrente máxima (verde) e corrente 
nominal (vermelho) .................................................................................................... 60 
Figura 31 - Gráfico da firna de onda de tensão residual máxima (verde) e nominal 
(vermelho) ................................................................................................................. 61 
Figura 32 - Gráfico das formas de onda da energia absorvida máxima (verde) e 
nominal (vermelho) em Joules .................................................................................. 61 
Figura 33 – Esquemático da configuração do aterramento da torre .......................... 62 
Figura 34 - Diagrama esquemático do circuito representativo do aterramento da 
turbina no ATPDraw .................................................................................................. 63 
Figura 35 - Formas de onda de tensão para o AEG 01 ............................................. 65 
Figura 36 - Formas de onda de tensão para o AEG 02 ............................................. 66 
Figura 37 - Formas de onda de tensão para o transformador do AEG01 ................. 67 
Figura 38 - Formas de onda de tensão para o transformador do AEG02 ................. 67 
Figura 39 - Forma de onda de tensão para o aterramento do AEG01 ...................... 68 
Figura 40 - Forma de onda de tensão para o aterramento do AEG02 ...................... 69 
Figura 41 - Relação entre o GPR do aterramento isolado com as topologias sugeridas 
para o aerogerador 01 ............................................................................................... 72 
Figura 42 - Relação entre o pico de tensão nos terminais do AEG01 considerando o 
aterramento isolado com as topologias sugeridas .................................................... 73 
Figura 43 - Comparação da relação de GPR para eletrodo de interligação de 150m e 
300m ......................................................................................................................... 74 
Figura 44 - Valores de GPR desenvolvidos no aterramento da turbina 01 para os 
casos: Curva Vermelha: Aterramento isolado. Curva Azul: Cabo de interligação de 
300m. Curva Verde: Conexão com o aterramento da turbina vizinha através de um 
eletrodo de interligação de 300m .............................................................................. 75 
Figura 45 - Valores de GPR desenvolvidos no aterramento da turbina 01 para os 
casos: Curva Vermelha: Aterramento isolado. Curva Azul: Cabo de interligação de 
150m. Curva Verde: Conexão com o aterramento da turbina vizinha através de um 
eletrodo de interligação de 150m .............................................................................. 76 
Figura 46 - Configuração de um anel de aterramento modelado no ATP ................. 92 
Figura 47 - Configuração de uma conexão horizontal e vertical de aterramento 
modelado no ATP ...................................................................................................... 92 
Figura 48 - Modelo de pá e torre modelado no ATP ................................................. 92 
Figura 49 - Configuração final do sistema com dois aerogeradores ......................... 93 
 
 
 LISTA DE TABELAS 
Tabela 1 - Valores de descarga de acordo com nível de proteção ........................... 35 
Tabela 2 - Zonas de proteção contra descargas ....................................................... 38 
Tabela 3 - Valor do fator geométrico 𝜂 de acordo com P .......................................... 47 
Tabela 4 - Valores de capacitância de acordo com potência do transformador em µF
 .................................................................................................................................. 49 
Tabela 5 - Parâmetros do transformador, linha de transmissão e gerador ............... 57 
Tabela 6 - Parâmetros calculados para simualação dos para-raios .......................... 59 
Tabela 7 - Parâmetros de entrada para torre ............................................................ 63 
Tabela 8 - Valores de pico de tensão encontrados nas simulações de acordo com a 
resistividade do solo .................................................................................................. 70 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS 
 
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica 
ATP Alternative Transient Program 
CFRP carbono fibre reinforced plastic 
ELAT Grupo de Eletricidade Atmosférica 
GFRP glass fibre reinforced plastic 
GPR Ground Potencial Rise 
IEC International Electrotechnical commission 
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers 
INPE Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais 
LPZ Lightning Protection Zones 
MIRG Máquinas de Indução de Rotor de Gaiola 
NBI Nível Básico de Isolamento 
PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
1 INTRODUÇÃO ....................................................................................................... 13 
1.1Contextualização inicial ......................................................................... 13 
1.2 Objetivos .................................................................................................. 15 
1.3 Estrutura do trabalho.............................................................................. 16 
2 SISTEMAS EÓLICOS E DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ................................... 17 
2.1 Introdução .......................................................................................................... 17 
2.2 Conceitos básicos sobre energia eólica ......................................................... 17 
2.3 Funcionamento básico de uma turbina eólica ................................................ 22 
2.4 Proteção contra descargas atmosféricas em aerogeradores ....................... 24 
2.4.1 Conceitos básicos sobre descargas atmosféricas ............................................ 26 
2.4.2 Características das descargas atmosféricas .................................................... 30 
2.4.3 Riscos associados a descargas atmosféricas em aerogeradores .................... 33 
2.4.4 Proteção contra descargas atmosféricas nas pás dos aerogeradores ............. 35 
2.4.5 Zonas de proteção contra descarga atmosférica em um aerogerador ............. 36 
3 MODELAGEM DOS COMPONENTES DE UM PARQUE EÓLICO ...................... 40 
3.1 Introdução .......................................................................................................... 40 
3.2 Modelagem da descarga atmosférica .............................................................. 40 
3.3 Modelagem das pás .......................................................................................... 41 
3.4 Modelagem da torre .......................................................................................... 45 
3.5 Modelagem da linha de transmissão interna do parque ................................ 48 
3.6 Modelagem do transformador .......................................................................... 48 
3.7 Modelagem dos para-raios ............................................................................... 50 
3.8 Modelagem do aterramento .............................................................................. 52 
4 RESULTADO DAS SIMULAÇÕES ........................................................................ 57 
5 CONCLUSÕES ...................................................................................................... 79 
5.1 Trabalhos futuros .............................................................................................. 80 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................... 82 
APÊNDICE A – CÓDIGO EM PYTHON PARA CÁLCULO DOS PARÂMETROS 
ELÉTRICOS DAS PÁS DO AEROGERADOR ......................................................... 86 
APÊNDICE B – DADOS GERAIS DOS PARÂMETROS UTILIZADOS NAS 
SIMULAÇÕES .......................................................................................................... 89 
ANEXO A – MODELOS NO ATPDRAW UTILIZADOS ............................................ 92 
13 
 
1 INTRODUÇÃO 
 
1.1 Contextualização inicial 
 
O grande crescimento da geração eólica faz com que os perigos ocasionados 
por descargas atmosféricas em aerogeradores e demais sistemas de um parque 
eólico sejam um dos temas mais importantes em sua implantação e operação. Estudar 
e conhecer o desempenho dos componentes em resposta a transitórios, faz com que 
seja possível conhecer os diferentes aspectos e limitações na implantação dos 
parques eólicos, podendo-se assim assegurar o correto funcionamento das unidades 
geradoras durante sua vida útil. 
 A localização dos parques, aliada a grande dimensão dos aerogeradores, 
torna-os vulneráveis a sobretensões oriundas de descargas atmosféricas. Além disso, 
diversos parques estão instalados em áreas de solo rochoso e com alta resistividade, 
ocasionando maior dificuldade para garantia do escoamento eficaz das correntes de 
descargas atmosféricas para o solo (TELLÒ,2017). 
 Além dos sérios danos causados principalmente às pás dos aerogeradores, 
em diversos parques as redes coletoras e de transmissão em alta tensão são 
severamente extensas e estão interconectadas diretamente com os aerogeradores 
que neste caso funcionam como captores naturais, elevando a probabilidade de 
impactos diretos e indiretos por descargas, como também sobretensões nas pás, 
nacele e demais componentes dos aerogeradores. 
O Grupo de Eletricidade Atmosférica (ELAT) do instituto Nacional de Pesquisas 
Espaciais (INPE) indica que o Brasil é líder mundial em incidência de descargas 
atmosféricas nuvem solo. No mundo, cerca de 78,8 milhões de descargas são 
registradas anualmente. Esse fato, potencializa os riscos associados às sobretensões 
atmosféricas nos parques eólicos. 
 De acordo com a IEC 61400-24 que trata sobre a proteção contra descargas 
atmosféricas em aerogeradores, a mais frequente falha, em torno de 50%, em turbinas 
eólicas é ocasionada em sistemas de baixa tensão e comunicação das máquinas. No 
entanto, vale ressaltar que há registros significativos de falhas em grandes 
14 
 
componentes, como pás, geradores e transformadores. Diversos desligamentos 
forçados nas usinas também podem ser ocasionados pelo rompimento do dielétrico 
de materiais, gerando em muitos casos indisponibilidade das máquinas por momentos 
prolongados, trazendo assim severos impactos financeiros. 
 Devido à importância significativa da medição e avaliação dos transitórios 
eletromagnéticos de descargas atmosféricas em um parque eólico, torna-se 
importante que sejam conhecidos com precisão os níveis de corrente e tensão nos 
sistemas que são impactados pela descarga. No entanto, de forma prática a 
realização deste tipo de estudo tornar-se economicamente inviável. Sendo assim, 
simulações computacionais que utilizam métodos de análise de transitórios 
eletromagnéticos para averiguação de parâmetros e otimização tornam-se uma 
solução viável com acurácia elevada quando se utiliza modelos representativos que 
simulem de forma eficaz o comportamento em questão. 
A literatura sobre o tema contém trabalhos relacionados tanto à proposição de 
modelos matemáticos para os componentes dos aerogeradores, como também para 
validação experimental do comportamento dos transitórios nos modelos. 
No trabalho de Mahmoud (2014), são apresentados dois modelos gerais para 
análise de descargas atmosféricas em parques eólicos, considerando dois 
aerogeradores conectados à rede. Os circuitos para as pás, torres, para-raios, 
transformadores e aterramentos são demostrados. Os modelos de pás e torres são 
mostrados de forma simplificada, através da impedância característica de forma 
semelhante aos circuitos de linhas de transmissão sem perdas. 
Em Zhang (2012), são apresentadas um conjunto de equações que modelam 
uma torre eólica através do segregamento da estrutura em diversos circuitos do tipo 
pi. A indutância é calculada através do método de Neumann considerando um sistema 
multe condutor de descida em forma de gaiola. 
Em Zhang (2014), a representação da pá de um aerogerador é apresentada 
através de uma cascata de circuitos pi discretizados de acordo com as características 
da pá e do fenômeno analisado. A torre foi implementada de acordo com Zhang 
(2012). Ao final é verificado o comportamento da resposta a descarga atmosférica do 
conjunto estrutural geral do aerogerador através de um experimento de pequeno 
porte. 
15 
 
Para simplificar os modelos de representação do tipo gaiola em Zhang (2014), 
um circuito único para representação da torre e da pá do aerogerador são 
apresentados. É considerado apenas as seções cilíndricas como um circuito pi 
equivalente em cascata. 
O trabalho de Romero (2015) apresenta os circuitos para simulação da turbina 
e pá através de uma linha de transmissão semperdas com a inclusão de um modelo 
de aterramento que considere a indutância, capacitância e condutância. 
No presente trabalho, utiliza-se a versão do programa ATPDraw 5.7, no qual é 
simulado a injeção da corrente de uma descarga atmosférica na estrutura de uma 
turbina eólica com seu aterramento conectado, sendo possível assim verificar os 
níveis de tensão gerados nos componentes do aerogerador e nos pontos de conexão 
do parque eólico. Os modelos apresentados poderão ser utilizados em situações reais 
para validação e proposição de melhorias e adequações de parques eólicos no que 
diz respeito a reposta à surtos atmosféricos. 
 
1.2 Objetivos 
 
O presente trabalho tem como principal objetivo desenvolver um estudo sobre 
a modelagem e simulação de parques eólicos submetidos ao impacto de descargas 
atmosféricas com o intuito de realizar uma avaliação sobretudo em relação às 
sobretensões ocasionadas devido a esse fenômeno. 
 
Além disso, tem como objetivos específicos: 
 
• Apresentar os conceitos gerais sobre o comportamento transitório das 
descargas atmosféricas e sua relação e impacto no funcionamento de 
um parque eólico; 
• Apresentar e aplicar a modelagem matemática disponível na literatura 
para o desenvolvimento de simulações dos componentes de um parque 
eólico através de softwares de simulação como o ATP; 
16 
 
• Desenvolver a estrutura de cálculo para representação dos 
componentes de uma turbina através dos dados de entrada; 
• Realizar a implementação dos modelos matemáticos através de 
parâmetros como resistências, capacitâncias e indutâncias para 
averiguação do comportamento das tensões transitórias em um parque 
eólico padrão quando atingido por uma descarga atmosférica direta, 
para que assim seja possível identificar possíveis melhorias e 
adequações de projeto. 
 
1.3 Estrutura do trabalho 
 
 Capítulo 1 Introdução: Apresentação da introdução sobre o tema de 
descargas atmosféricas em aerogeradores. Também são expostos os objetivos gerais 
e específicos do trabalho. 
Capítulo 2 Sistemas Eólicos e Descargas Atmosféricas: Apresentação dos 
conceitos gerais sobre descargas atmosféricas e aerogeradores por meio de uma 
fundamentação teórica dos conceitos, técnicas e metodologias presentes na literatura 
sobre o tema. 
Capítulo 3 Modelagem dos Componentes de um Parque Eólico: 
Apresentação dos modelos matemáticos utilizados no trabalho para realização das 
simulações no ATPDraw. 
Capítulo 4 Resultado das Simulações: Apresentação e discussão dos 
resultados das simulações desenvolvidas. 
O Capítulo 5 Conclusões e Perspectivas Futuras: São Apontadas as 
conclusões e os trabalhos sugeridos que poderão ser desenvolvidos. 
Por fim, são apresentadas as referências bibliográficas, anexos e apêndices 
utilizados no trabalho. 
 
 
 
17 
 
2 SISTEMAS EÓLICOS E DESCARGAS ATMOSFÉRICAS 
 
2.1 Introdução 
 
Neste capítulo são abordados os fundamentos para composição do trabalho 
por meio de uma revisão bibliográfica do tema com a apresentação dos conceitos 
básicos sobre o funcionamento dos aerogeradores, descargas atmosféricas e a 
proteção contra descargas atmosféricas em aerogeradores. 
 
2.2 Conceitos básicos sobre energia eólica 
 
A energia eólica vem ganhando cada vez mais espaço dentro do cenário 
mundial do fornecimento de energia elétrica. O destaque vem associado ao fato de 
que a energia eólica se trata de uma fonte de energia limpa e renovável e com grande 
potencial de expansão. A Figura 1 apresenta um moinho de vento instalado na região 
da Europa utilizado na agricultura no século XIV. 
 
Figura 1 - Moinhos de vento na Europa 
 
Fonte: (JOI, 2020) 
18 
 
A energia eólica é utilizada desde os primórdios da humanidade, através da 
conversão da energia contida nas massas de ar por meio de moinhos. Na Europa, os 
moinhos de vento surgiram em meados dos anos 1430, sendo utilizados até por volta 
do século XVII (JOI, 2020). 
Durante muito tempo os moinhos de vento eram facilmente encontrados por 
toda Europa, no entanto eram raros nos continentes Americanos. Após a segunda 
metade do século XIX as turbinas eólicas foram adaptadas de acordo com o 
desenvolvimento científico e as necessidades verificadas na época. As estruturas 
utilizadas inicialmente eram feitas de madeira e foram melhoradas posteriormente 
para componentes de metal com múltiplas pás. Esse tipo de modelo foi utilizado em 
outras regiões do mundo, como a Rússia, África e na América Latina (NEOENERGIA, 
2021). 
Na década de 80 do século XIX, Charles Brush Cleveland, que trabalhava com 
eletrificação em campo, desenvolveu o primeiro cata vento direcionado para geração 
de energia elétrica. O gerador fornecia 12 kW de potência em corrente contínua e 
abastecia um conjunto de baterias. Através desse tipo de turbina, era possível 
abastecer áreas ruais do Reino Unido e Estados Unidos por exemplo. Na Grécia em 
1982 foi inaugurado o primeiro parque eólico o qual possuía cinco aerogeradores com 
capacidade de geração de 20 kW cada (NEOENERGIA, 2021). 
Durante o início dos anos 2000 houve um grande crescimento na implantação 
de parques eólicos, sendo que no Brasil iniciaram-se os programas de subsídios para 
construção de parques eólicos. Programas como o PROINFA (Programa de Incentivo 
às Fontes Alternativas de Energia Elétrica) instituído pela Lei nº 10.438/2002 ajudaram 
a impulsionar o desenvolvimento eólico no país. 
Através das inovações tecnológicas e a escalada da economia, o mercado 
global de energia eólica quase que quadruplicou na última década e estabeleceu-se 
como uma das fontes de energia com maior competitividade no mundo. Na Figura 2 é 
possível identificar a potência eólica que foi adicionada no ano de 2020 no mundo, 
para parques offshore e onshore. A China possuiu maior parcela de energia onshore 
implantada em 2020 com 56% do total mundial (GWEC, 2021). 
 
19 
 
Figura 2 - Total em GW potência eólica instalada no ano de 2020 
 
Fonte: (GWEC, 2021) 
 
Em 2020 a energia eólica onshore teve um acréscimo de 144TWh, cerca de 
11%, o que representa cerca de 108 GW de potência instalada no mundo e duas vezes 
o crescimento de 2019, isso se deve principalmente a corrida tecnológica entre 
Estados Unidos e China que juntos representam quase que 79% da energia eólica 
implantada no mundo (IEA, 2021). 
 
Figura 3 - A capacidade da energia eólica no mundo 
 
Fonte: (BP, 2021) 
 
Na Figura 3 é possível verificar que a China lidera a instalação de energia eólica 
com quase metade do número global, e a expectativa é que ela ultrapasse o Reino 
Unido como maior mercado eólico offshore do mundo até o final da década (IEA, 
20 
 
2021). 
De acordo com a Aneel o Brasil teve o maior crescimento de capacidade 
instalada de energia eólica no ano de 2021 comparado aos anos anteriores. 
Atualmente com cerca de 20,1 GW de capacidade instalada o Brasil possui 11,11% 
da matriz energética vindo da energia dos ventos. Em relação aos empreendimentos 
de energia renovável, a energia eólica representa 40% do total de novos 
empreendimentos. No ano de 2021 a nova capacidade de energia eólica instalada no 
Brasil foi de cerca de 6,4 GW sendo que 3,51 GW ou 47% foram representados pela 
fonte eólica (MACHADO, 2021). 
Considerando as tecnologias atuais para produção de energia eólica, o 
potencial eólico brasileiro para o aproveitamento pode chegar a cerca de 880 GW, 
sendo 522 GW viáveis tecnicamente em relação a acessos e topografia de terreno. 
Além disso a potência eólica offshore do país é estimada em 1,3 TW, sendo a costa 
do Nordeste a área mais propícia. 
Na região Nordeste a potência de geração é apontada em cerca de 3,2GW de 
potência. Vale ressaltar que a maioria dos projetos no Brasil estão localizados na 
região Nordeste, pois nesta região estão localizados os terrenos com melhores 
condições para os fins de geração, com ventos fortes e pouco variáveis a maiorparte 
do ano. Na Figura 4 é possível identificar as áreas com maiores médias de vento 
considerando uma altura de 100m acima do solo. 
Os estados da Bahia e Rio Grande do Norte são os maiores produtores 
nacionais deste tipo de energia. Atualmente no Brasil são mais de 459 parques com 
cerca de 5 mil aerogeradores em operação. Na Figura 5 é possível identificar a 
distribuição dos parques eólicos em relação aos estados e regiões. 
 
 
21 
 
Figura 4 - O potêncial eólico brasileiro 
 
Fonte: (CCEE, 2013) 
 
Figura 5 - Potência eólica outorgadas nos estados brasileiros 
 
Fonte: (BEZERRA, 2021) 
22 
 
2.3 Funcionamento básico de uma turbina eólica 
 
Os aerogeradores são sistemas mecânicos capazes de converter a energia 
cinética dos ventos em energia mecânica e posteriormente em energia elétrica. Os 
principais componentes de um aerogerador são: 
 
Pás: Recebem o vento e concentram a potência no centro do rotor. São 
construídas de materiais como plástico, resina e fibra de vidro. Sua aerodinâmica é 
semelhante a empregada nas asas de aviões; 
Rotor: É onde as pás são fixadas e transmitem o movimento de rotação para 
o eixo principal. No rotor é presente um sistema de controle que faz com que o vento 
seja aproveitado de forma mais eficaz; 
Nacele: Local onde são instalados o gerador e demais componentes 
eletrônicos, de potência, sistemas hidráulicos e controle do aerogerador; 
Torre: Estrutura que sustenta o rotor, nacele e gerador na altura necessária 
para seu funcionamento adequado. Geralmente as torres possuem de 80 a 120 m em 
projetos onshore e são construídas em sua maioria em aço ou concreto; 
Gearbox: A caixa multiplicadora tem como função multiplicar a velocidade de 
rotação do rotor que trabalha em baixa rotação (entre 8 e 20rpm), para velocidades 
as quais os geradores possam trabalhar (aproximadamente 1500rpm). Em alguns 
tipos de geradores esse componente é dispensado, esse é o caso dos aerogeradores 
do tipo Direct Drive, nos quais o acoplamento do gerador com o rotor é feito de forma 
direta; 
Gerador: Componente elétrico responsável por converter a energia mecânica 
do eixo em energia elétrica; 
Transformador: Componente elétrico responsável por elevar a tensão do 
gerador, geralmente em torno de 600V, para níveis do sistema de distribuição em 
média tensão, com tensões típicas de 34,5 kV. 
 
Na Figura 6 é possível identificar os componentes gerais de um aerogerador 
23 
 
padrão. 
Neste caso o transformador elevador está instalado à parte do sistema de baixa 
tensão. Em alguns fabricantes esse componente fica localizado no interior da nacele, 
tendo então sistemas de média tensão no interior do aerogerador. Na Figura 6 também 
é possível identificar as confecções de aterramento e cabos de potência da máquina 
os quais são instalados no interior da torre. O aterramento da turbina é composto por 
anéis de cobre e hastes do mesmo material que complementam a estrutura da 
fundação. 
 
Figura 6 - Componentes de um aerogerador 
 
Fonte: (CHEN; ZHANG; DU; CHENG, 2020) 
24 
 
2.4 Proteção contra descargas atmosféricas em aerogeradores 
 
As sobretensões são definidas como tensões transitórias, com variação no 
tempo e com amplitudes superiores aos critérios de operação dos sistemas. De 
maneira geral, pode-se caracterizar dois tipos de sobretensões: As de origem interna 
e de origem externa aos sistemas. 
As sobretensões de origem externa são causadas em sua maioria por 
descargas atmosféricas, enquanto as internas são causadas por problemas inerentes 
ao próprio sistema, como é o caso de manobras em chaves seccionadoras e 
disjuntores. Determinar as amplitudes e tempo de duração dessas sobretensões é 
fundamental para fornecer os corretos subsídios para os ajustes da coordenação de 
isolamento das instalações, além da correta especificação dos equipamentos e 
componentes do sistema de proteção contra descargas atmosféricas (E.A.ARAÚJO; 
NEVES, 2005). 
As sobretensões atmosféricas são tensões fase – terra ou fase-fase em um 
ponto do sistema, ocasionadas pela incidência de uma descarga atmosférica. Essas 
descargas podem tanto incidir diretamente nos equipamentos, indiretamente ou 
através da propagação de ondas por meio das linhas de transmissão. Essas 
sobretensões são caracterizadas por formas de onda com crescimento rápido as quais 
atingem um valor de pico e depois decaem mais lentamente. Tanto a duração como o 
valor máximo das descargas são parâmetros não determinísticos, pois dependem de 
características estatísticas relacionadas à descarga (E.A.ARAÚJO; NEVES, 2005). 
As descargas atmosféricas são um fenômeno natural e são influenciadas por 
diversos fatores, a incidência é mais comum em parques eólicos devido às dimensões 
dos aerogeradores. A condução de corrente através dos equipamentos gera 
sobretensões que podem ultrapassar o nível de isolação padrão dos materiais 
isolantes. Além disso, o impacto direto ou indireto de descargas atmosféricas em 
turbinas eólicas ou linhas de transmissão pode produzir sobretensões transitórias e 
existem diversos fatores que podem influenciar nessas tensões, como a resistividade 
do solo, a distância e característica dos condutores. 
Além disso, a descarga atmosférica possui uma corrente impulsiva com alta 
frequência e intensidade, advinda de nuvens geralmente do tipo Cumulonimbus que 
25 
 
atingem a superfície do solo ou o ponto mais próximo da nuvem. Na Figura 7 é 
possível identificar o processo de formação de uma descarga através da interação 
com uma turbina eólica. É possível verificar a formação do canal de corrente que 
interliga o ponto mais alto do aerogerador na ponta da pá com o canal da nuvem. 
 
Figura 7 - Formação de descarga atmosférica em um aerogerador 
 
Fonte: (IEC,2019) 
 
O aumento do tamanho das turbinas eólicas aumenta em mesma proporção o 
risco de incidência de descargas atmosféricas sobre suas estruturas. Devido a essas 
dimensões a parte mais vulnerável a receber as descargas são as pás da turbina. O 
principal dano causado é pela circulação de corrente que penetra na lâmina das pás 
formando arcos internos, sendo que essa onda de choque pode causar rachaduras 
na superfície da pá e dos demais componentes nos quais a corrente flui. Em algumas 
situações a descarga atmosférica também causa danos as pás vizinhas, mesmo que 
não tenham sido diretamente atingidas pela descarga (IEC,2019). 
Além disso, as sobretensões causadas em um aerogerador podem impactar 
também o funcionamento dos aerogeradores vizinhos e de todo restante do parque 
sem a necessidade dos demais aerogeradores serem atingidos diretamente pela 
descarga. Desta forma, é necessário realizar uma análise criteriosa e exaustiva sobre 
o funcionamento adequado do sistema de proteção contra descargas atmosféricas de 
26 
 
cada turbina e especialmente para cada parque eólico. 
 
2.4.1 Conceitos básicos sobre descargas atmosféricas 
 
A descarga atmosférica trata-se de uma grande transferência de cargas das 
nuvens para a terra ou estrutura entre a nuvem e o solo. Trata-se de um fenômeno 
natural que foi estudado inicialmente no século XVIII através de experimentos 
realizados por Benjamim Franklin. O efeito destrutivo causado por descargas 
atmosféricas pode ser dividido em quatro classes gerais (E.A.ARAÚJO; NEVES, 
2005): 
 
• Incêndios florestais; 
• Incêndios ou danos físicos causados em estruturas; 
• Interrupção de serviços; 
• Perdas de vidas humanas e de animais. 
 
As nuvens carregadas com cargas negativas induzem no solo um acúmulo de 
cargas de sinal contrário, e desta forma é estabelecido uma enorme diferença de 
potencial entre a base da nuvem e o solo. O valor da diferença de potencial pode ser 
muito elevado e o campo elétrico igualmente gigantesco, principalmente entre a base 
e à superfície do solo (VISACRO,2019). 
Em alguns locais o campo elétrico atinge valores superiores a rigidezdielétrica 
do ar, e por sua vez forma a ocorrência de uma descarga atmosférica intensa, que 
consiste em um canal ionizado cujo comprimento se estende por vários quilômetros. 
O acúmulo das descargas pode resultar no aumento do campo elétrico nas 
extremidades do canal formado tendendo a gerar descargas consecutivas de forma 
semelhante a original, essa coluna é carregada negativamente e tende a ser 
empurrada para baixo na região fora da nuvem como é mostrado na Figura 8 
(VISACRO,2019). 
 
27 
 
Figura 8 - Formação do canal de descarga na base de uma nuvem 
 
Fonte: (VISACRO,2019). 
 
Devido ao canal formado e o poder das pontas, o campo elétrico na 
extremidade inferior fica muito intenso, podendo gerar uma nova descarga. Caso as 
condições necessárias de intensidade de campo elétrico permaneçam, o canal 
formado pode evoluir em escalas de 50m em um tempo de 50ms, por conta de novas 
descargas disruptivas subsequentes. Em algumas situações é constituída uma 
ramificação nesse canal que evolui em direção ao solo. De acordo com o que o canal 
é carregado negativamente e se aproxima do solo, a região abaixo dele aumenta a 
densidade de cargas positivas na supercilie do solo e o campo elétrico associado. 
Quando o canal descendente fica próximo do solo, cerca de centenas de 
metros de distância, de acordo com as características do local, o campo elétrico no 
solo se torna intenso o suficiente e pode gerar descargas elétricas ascendentes, as 
quais podem ter extensões elevadas e seguem aproximadamente a direção do campo 
elétrico local, apontando para cima e em direção a descarga descendente. De acordo 
com os níveis de campo elétrico, distâncias e propriedades do local as duas descargas 
podem se juntar através do fenômeno caracterizado como “conexão”, neste caso o 
canal entre nuvem e o solo é estabelecido e uma onda de corrente de alta intensidade 
é formada, à qual se dá o nome de corrente de retorno. A Figura 9 representa a 
formação dos canais ascendentes e descendentes até a formação final da descarga 
(VISACRO,2019). 
28 
 
Figura 9 - Processo de formação dos canais ascendentes e descendentes e sua 
conexão (Salto final) 
 
Fonte: (VISACRO,2019). 
 
A natureza da nuvem de descarga indica uma região superior com intensa 
carga positiva blindada em relação a terra por meio da base negativa. No entanto, 
através do deslocamento dinâmico da nuvem, influenciada também pelos ventos em 
diversas situações a parte superior é deslocada, deixando assim partes carregadas 
positivamente descobertas. Em relação ao relevo do terreno, quando partes com 
maior elevação estão presentes, pode ocorrer a interligação dessas partes da nuvem 
com o solo, a Figura 10 representa a transferência dessas cargas positivas para terra 
(VISACRO,2019). 
 
Figura 10 - Representação da formação de uma descarga positiva 
 
Fonte: (VISACRO,2019) 
29 
 
Desta maneira, o canal positivo da descarga evolui de um conjunto de cargas 
positivas e um ascendente negativo que pode chegar até o solo. Com a conexão entre 
ambos pode ocorrer a descarga positiva para o solo. Esse tipo de descarga é mais 
raro do que as negativas e gera formas de onda com correntes com variações mais 
lentas. Geralmente esse tipo de descarga ocorre quando existe um deslocamento da 
nuvem carregada positivamente. No caso de aerogeradores, quando as pás atingem 
a inclinação com altura máxima as estruturas estão mais propícias para serem 
atingidas por esse tipo de fenômeno (VISACRO,2019). 
O número de descargas atmosféricas em um local depende de sua posição 
geográfica. Um dos parâmetros mais importantes usados para estimativa de 
incidência de descargas em uma região é o número registrado de descargas nuvem 
solo por quilometro quadrado de área. Atualmente existem diversos mapas de raios 
que utilizam dados atualizados para mostrar a densidade de descargas por região, um 
exemplo é o mapa mostrado na Figura 11. Nele é possível verificar a densidade de 
descargas atmosféricas em diversas regiões do mundo. 
 
Figura 11 - Densidade por km² de descargas atmosféricas no mundo 
 
Fonte: (RODRIGUES, 2011) 
 
30 
 
Conhecer a distribuição da incidência de descargas na região em análise é um 
ponto crucial para a predição da severidade dos surtos atmosféricos a que o sistema 
elétrico será submetido. Muitos estudos indicam que a maior incidência de descargas 
se dá em pontos de relevo mais elevado, em torres, prédios, em regiões com maior 
índice de precipitações e nos locais onde o solo tem baixa condutividade. Em relação 
aos tipos de solo com baixa condutividade, a incidência de descargas é maior devido 
a formação de um “capacitor” nuvem solo que por conta de valores mais elevados de 
resistência entre ambos não acontece o escoamento direto da corrente, fazendo com 
que a descarga busque caminhos de menor resistência para fluir 
(KINDERMANN,1992). 
 
2.4.2 Características das descargas atmosféricas 
 
Os parâmetros do formato de onda de uma descarga atmosférica são 
primordiais para o estudo do seu comportamento em aerogeradores. O sinal típico de 
uma descarga atmosférica consiste em seu formato de onda e nos valores de pico de 
corrente. O formato de onda da corrente possui uma característica de impulso com 
curta duração, da ordem de microssegundos. A corrente atinge um valor máximo e 
depois começa a decair chegando atingir valores na escala de quilo amperes, como é 
mostrado na Figura 12 (VISACRO,2015). 
 
31 
 
Figura 12 - Sinal típico de uma descarga atmosférica 
 
Fonte: (VISACRO,2015) 
 
Diversos modelos matemáticos foram desenvolvidos para representar o 
comportamento padrão de uma descarga atmosférica. Um dos modelos mais 
utilizados foi proposto por Heidler (1995), no qual uma função analítica é capaz de 
representar o comportamento de uma descarga. Atualmente essa representação é 
bastante difundida na literatura para avaliação dos efeitos gerados pelo fluxo da 
corrente de retorno. 
A Figura 13 apresenta a forma de onda típica representada por Heidler. Através 
dela é possível averiguar alguns parâmetros interessantes, como o valor de crista 𝐼0 
e o tempo de frente 𝑡1. O tempo de meia cauda que representa o tempo para 
passagem do valor de pico para 50% é representado por 𝑡2. 
 
32 
 
Figura 13 - Representação de uma onda de corrente através da curva de Heidler 
 
Fonte: (HEIDLER, 2019) 
 
Através da Figura 14 é possível identificar melhor as características gerais do 
formato da corrente de descarga ao longo do tempo, para uma descarga nuvem-solo 
negativa. O valor de corrente foi aproximado para distribuição log-normal. A partir 
disso serão definidos alguns dos principais parâmetros a serem analisados. 
(PERGENTINO, 2019) 
 
Figura 14 - Forma de onda com os parâmetros associados 
de descarga atmosférica 
 
Fonte: (PERGENTINO, 2019) 
33 
 
Amplitude máxima [kA] 
 
• 𝐼𝐼 Primeiro pico de corrente; 
• 𝐼𝑓 Segundo pico de corrente; 
• 𝐼10 Ponto em que o módulo da corrente atinge 10% do valor de 𝐼𝐹; 
• 𝐼30 Ponto em que o módulo da corrente atinge 30% do valor de 𝐼𝐹; 
• 𝐼90 Ponto em que o módulo da corrente atinge 90% do valor de 𝐼𝐹; 
• 𝐼100 Ponto em que o módulo da corrente atinge 100% do valor de 𝐼𝐹. 
 
Tempo de frente de onda [µs] 
 
• 𝑇10
90
 Tempo decorrido entre os pontos em que o módulo da corrente vale 10% e 
90% do primeiro valor de pico; 
• 𝑇30
90
 Tempo decorrido entre os pontos em que o módulo da corrente vale 30% e 
90% do primeiro valor de pico. 
 
Derivadas da corrente em relação ao tempo [kA/µs] 
 
• 𝑆𝑚 Derivada da corrente durante o tempo de frente de onda; 
• 𝑆10 Derivada da corrente no ponto em que o seu módulo vale 10% do primeiro 
pico; 
• 𝑆10
90
 Derivada média da corrente no ponto em que seu módulo vale 10% e 90% 
do primeiro valor de pico; 
• 𝑆30
90
 Derivada média da corrente no ponto em que seu módulo vale 30% e 90% 
do primeiro valorde pico. 
 
2.4.3 Riscos associados a descargas atmosféricas em aerogeradores 
 
34 
 
A avaliação do risco de incidência de descargas atmosféricas em estruturas 
leva em consideração diversos fatores, entre eles o tamanho da estrutura, a criticidade 
em relação ao dano causado em função da descarga, a topografia do local e 
comportamento da incidência de descargas atmosféricas na região analisada. Nestes 
casos a avaliação pode seguir em relação aos danos aos seres humanos que 
considera o risco de morte durante o fenômeno, e o risco de danos físicos e materiais 
às estruturas atingidas. 
No caso dos parques eólicos as turbinas devem estar disponíveis para geração 
na maior parte do tempo possível, alguns parques devem atender a critérios de 
disponibilidade próximos dos 98%. Desta forma, além da consideração dos danos 
causados pelas descargas a avaliação da disponibilidade temporal do aerogerador 
deve ser levada em consideração nas análises. 
O principal objetivo no sistema de proteção contra descargas em um 
aerogerador é reduzir ao máximo possível, dentro dos limites apropriados, os danos 
causados aos componentes e às vidas humanas que geralmente trabalham na 
manutenção dos aerogeradores. A análise de risco deve considerar os atendimentos 
aos requisitos mínimos normativos e a viabilidade econômica em relação aos 
possíveis danos, indisponibilidades e implicação financeira do sistema implementado. 
O primeiro ponto a ser verificado na avaliação dos parâmetros de criticidade, é 
a densidade de descargas na região em questão, considerando o tipo de estrutura 
avaliada. Como dito, uma falha no sistema de proteção de uma turbina pode causar 
diversos danos físicos e materiais, desta forma é considerado a confiabilidade do 
sistema em relação ao número permitido de eventos com criticidade alta. Em algumas 
normas o balizamento em relação a essa criticidade é encontrado, que é o caso da 
NBR 5419 no Brasil. Para aerogeradores especificamente, o material a ser utilizado 
está contido na IEC 61400-24. 
O nível de proteção da estrutura pode ser classificado em níveis de criticidade, 
partindo do nível mais básico até o nível mais rigoroso. No projeto do sistema de 
proteção contra descargas atmosféricas isso implica no aumento da seção dos 
condutores de descida, modificação nos captores das pás, adicionar escovas de 
aterramento e até mesmo a necessidade da modificação dos tipos de aterramento dos 
aerogeradores. A Tabela 1 mostra as características das descargas de acordo com a 
35 
 
classificação dos níveis de proteção que devem ser implementados nas turbinas, a 
tabela vai do nível IV, menos crítico, até o nível I com maior criticidade no evento. 
 
Tabela 1 - Valores de descarga de acordo com nível de proteção 
 
Fonte: (IEC, 2019) 
 
2.4.4 Proteção contra descargas atmosféricas nas pás dos aerogeradores 
 
As pás dos aerogeradores são os componentes responsáveis por coletar a 
energia cinética proveniente dos ventos e por meio do acoplamento com a nacele 
fazer com que o eixo do aerogerador rotacione. Através deste processo é possível 
que a energia seja gerada através do gerador elétrico da turbina. 
Com o aumento da capacidade de geração dos novos geradores fabricados, 
cada vez mais é possível observar rotores com dimensões superiores a 100m. Devido 
a isso e aliado ao tamanho das torres, as pás atingem alturas acima de 150m sendo 
a parte com maior exposição a descargas atmosféricas no aerogerador. 
A proteção das pás pode ser feita de diversas maneiras e isso pode variar de 
acordo com cada fabricante e peculiaridades do projeto. De forma geral os 
aerogeradores atuais utilizam um cabo condutor interno à pá que conecta a ponta (tip) 
através de um captor metálico até a conexão dos rolamentos e estrutura do Hub e 
Nacele. No decorrer da pá, captores adicionais são posicionados a fim de ajudarem 
no escoamento das correntes espúrias para o solo. 
Na Figura 15 é possível identificar também os demais tipos de topologias 
utilizadas para proteção das pás, dentre elas pode-se destacar as malhas internas 
36 
 
das pás o cabo condutor interno isolado e o tipo de conexão já comentado no 
parágrafo anterior. 
 
Figura 15 - Tipos de proteção das pás de um aerogerador 
 
Fonte: (IEC, 2019) 
 
Os danos causados nas pás vão desde rachaduras internas e rompimento dos 
cabos até a destruição total da estrutura. As pás são formadas por fibra de vidro e 
materiais derivados do epóxi, e quando arcos internos atingem essa estrutura podem 
causar danos severos e até mesmo explodir o componente. 
 
2.4.5 Zonas de proteção contra descarga atmosférica em um aerogerador 
 
Existem diversas normas internacionais que regularizam os estudos de caso e 
parâmetros de proteção contra descargas atmosféricas. Na Europa, por exemplo, 
utiliza-se a IEC 61400-24 como referência para os parâmetros a serem considerados 
no projeto de um sistema de proteção contra descargas atmosféricas em 
aerogeradores. A norma NBR 5419 é utilizada no Brasil para regularização de projetos 
37 
 
de proteção contra descargas atmosféricas. Tal norma sofreu uma atualização em 
2015 passando a ter maior complexidade, no entanto ainda não se encontra um 
tratamento específico para aerogeradores nesta norma. Desta maneira, no Brasil 
utiliza-se como referência a norma IEC 61400-24 para realização de estudos e 
projetos relacionados a proteção contra descargas atmosféricas em sistemas eólicos. 
A norma IEC utiliza a separação por zonas de proteção específicas de forma a 
facilitar a parametrização e a obtenção dos resultados relacionados a proteção de 
aerogeradores. Tais zonas levam em consideração a probabilidade de incidência de 
descargas atmosféricas sobre cada componente, assim como a magnitude dos 
campos eletromagnéticos associados de acordo com a suportabilidade de cada 
equipamento. (DEHN BLITZPANER, 2007). 
As zonas indicadas como LPZ (do inglês, Lightning Protection Zones), são 
divididas pelo método das esferas rolantes. Desta forma é possível identificar as áreas 
que estão expostas a descargas diretas e indiretas na estrutura. A Figura 16 mostra a 
estrutura geral de um aerogerador através do posicionamento das esferas. A esfera 
fictícia rola pela estrutura em todas as direções possíveis, os pontos em que ela toca 
a estrutura estão susceptíveis a incidência direta de descargas. 
 
Figura 16 - Método das esferas rolantes 
 
Fonte: (IEC, 2019) 
38 
 
A Tabela 2 representa a descrição das zonas de proteção. Cada zona de 
proteção deve ser utilizada para garantir a suportabilidade dos equipamentos quando 
submetidos a descargas atmosféricas e sobretensões transitórias subsequentes. 
 
Tabela 2 - Zonas de proteção contra descargas 
 
Fonte: (IEC, 2019) 
 
Grande parte da estrutura da turbina pode sofrer descargas diretas e desta 
forma essas zonas são classificadas como do tipo LPZ0A. Caso haja um captor 
instalado na nacele da turbina, então uma nova zona LPZ0B pode ser criada para 
proteção dos instrumentos de medição meteorológica. Da mesma forma, na base da 
turbina também existe uma zona LPZ2 a qual os cubículos de média tensão estão 
protegidos contra descargas diretas. 
Os equipamentos que ficam no interior da nacele e da torre são classificados 
dentro da zona LPZ1 e 2, pois tanto a nacele como a torre funcionam como uma gaiola 
de Faraday para os componentes no interior. A Figura 17 mostra a divisão geral das 
zonas de proteção de um aerogerador. 
39 
 
 
Figura 17 - Divisões das zonas de proteção de um aerogerador 
 
Fonte: (IEC, 2019) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
40 
 
3 MODELAGEM DOS COMPONENTES DE UM PARQUE EÓLICO 
 
3.1 Introdução 
 
De acordo com o que foi descrito no capítulo anterior, os aerogeradores são 
estruturas com alta suscetibilidade de serem impactadas por descargas atmosféricas. 
Os principais danos causados por esses impactos são nos sistemas decontrole da 
turbina, pás, transformadores e gerador. O desempenho de cada componente do 
aerogerador é de suma importância para avaliação do impacto causado pelos 
transitórios de tensão quando ocorre esse tipo de fenômeno. 
O comportamento dos componentes deve ser modelado para que seja 
realizada uma análise assertiva da eficácia do sistema de proteção contra descargas 
atmosféricas da estrutura, assim como a possibilidade de compreender as formas de 
minimizar as sobretensões oriundas das descargas. A correta modelagem de cada 
componente possibilita além da realização de melhorias a avaliação da eficácia dos 
sistemas de proteção da turbina. 
Neste capítulo serão expostas as modelagens matemáticas usuais na literatura 
sobre o tema, as quais serão utilizadas no decorrer do trabalho para realização das 
simulações no software ATPDraw. 
 
3.2 Modelagem da descarga atmosférica 
 
As descargas atmosféricas podem surgir entre nuvens, nuvem - nuvem e 
nuvem - solo, sendo que as mais comuns são as entre nuvens que correspondem a 
cerca de 70% das descargas totais registradas. As descargas atmosféricas são 
fenômenos complexos que são expressos através de uma corrente impulsiva de alta 
intensidade e curta duração através de um canal ionizado (YASUDA Y; FUNABASHI 
T,2018). 
As correntes de descargas comumente são representadas por formas de ondas 
simplificadas que levam em consideração as principais características das descargas 
41 
 
reais. Um desses modelos é o duplo exponencial que devido a sua fácil 
implementação prática é utilizado em diversos estudos como forma de padronização 
das análises, mesmo não caracterizando todos os componentes de uma descarga 
real. 
Para suprir a falta de representatividade da forma de onda dupla exponencial, 
foi proposto por Heidler uma função que contempla a natureza côncava das correntes 
de descarga e o posicionamento da derivada máxima no ponto de pico. Através da 
função de Heidler é possível fazer o ajuste de parâmetros da forma de onda a fim de 
simular de forma razoável uma descarga atmosférica (LEUVEN EMTP 
CENTER,1992). 
 
A expressão matemática que descreve a função de Heidler é mostrada a seguir: 
 
 
𝐼(𝑡) =
1
𝜂
(𝑡 𝜏1⁄ )
𝑛
1 + (𝑡 𝜏1⁄ )
𝑛 𝑒
(−𝑡 𝜏2⁄ ) 
(1) 
 
Onde: 
 
• 𝐼(𝑡): Valor da corrente em função do tempo; 
• 𝜏1: Tempo de subida da descarga atmosférica; 
• 𝜏2: Tempo de calda da descarga atmosférica; 
• 𝜂: Fator de correção de amplitude; 
• 𝑛: Expoente (1,2,3, ...,10). 
 
3.3 Modelagem das pás 
 
A modelagem matemática das pás está diretamente ligada ao tipo de sistema 
de proteção utilizado. O material constituinte da pá é primordialmente não condutor 
42 
 
como glass fibre reinforced plastic (GFRP) e o carbono fibre reinforced plastic (CFRP). 
Desta forma, para avaliação do comportamento das tensões na pá é primordial que 
se obtenha o modelo representativo da propagação das ondas de tensão e corrente 
ao longo do condutor instalado em seu interior. 
Em Romero (2004), é utilizado a modelagem da pá através de uma linha de 
transmissão uniforme, sem perdas. Esse tipo de modelo é simples e de fácil 
implementação computacional, no entanto não é possível calcular a resposta 
transitória em diferentes posições do aerogerador devido a não considerar as 
características estruturais da pá. 
Em Zhang (2012), é apresentado um modelo matemático para modelagem das 
pás e torres eólicas por meio de um sistema multe condutor tipo gaiola. Desta forma, 
é possível analisar a distribuição do potencial ao longo da estrutura. No entanto, a 
utilização desse método causa um aumento significativo na complexidade do circuito. 
Nesta dissertação será utilizado um método proposto por Zhang (2014), o qual 
representa a pá e a torre de um aerogerador através de divisões de seções cilíndricas 
e apresenta-os como uma cadeia de circuitos tipo pi. Com base no tratamento 
simplificado, a pá e a torre são convertidas em um circuito equivalente que pode 
descrever o comportamento da corrente do raio ao longo das estruturas. 
A pá será dividida em diversos segmentos. O tamanho máximo de um 
seguimento pode ser dado por ∆𝑙𝑏 conforme a Sentença 2, em que c é a velocidade 
da luz no vácuo e 𝑓𝑢 é a frequência do fenômeno analisado. 
∆𝑙𝑏 <
1
10
𝑐
𝑓𝑢
 
(2) 
 
Para um segmento arbitrário j (j=1,2,...,M), em que M representa quantidade de 
seguimentos, pode ser representado por uma resistência, indutância e capacitância. 
Na Figura 18 é possível identificar a divisão dos seguimentos de acordo com o 
comprimento total da pá em metros dado por 𝐼𝑏. A resistência interna de cada 
seguimento é dada por 𝑅𝑏𝑗 na Equação 3 (R. B. Standler,1989). 
 
43 
 
𝑅𝑏𝑗 =
√𝜇𝑏𝑓𝑢
2𝑟𝑏√𝜋𝜎𝑏
 
(3) 
As variáveis 𝜇𝑏 e 𝜎𝑏 são a permeabilidade e condutividade do material do 
condutor, respectivamente e 𝑟𝑏 é o raio interno do condutor em metros. A indutância 
pode ser calculada de acordo com a Equação 4 (ZHANG, 2014). 
 
𝐿𝑏𝑗 =
𝜇0
4𝜋
(𝑆𝑗 + 𝑆′𝑗) 
 
(4) 
A variável 𝜇0 é dada pela permeabilidade do vácuo em H/m e os parâmetros 𝑆𝑗 
e 𝑆′𝑗 são dados pelas Equações 5 e 6. A altura de cada segmento é dada pela 
diferença entre ℎ𝑏𝑗 e ℎ𝑏𝑗−1 que são as alturas do início e fim de um seguimento 
arbitrário j em relação ao ponto de referência. 
 
𝑆𝑗 = 𝑟𝑏 [2 + 𝜑 (
ℎ𝑏𝑗 − ℎ𝑏𝑗−1
𝑟𝑏
) + 𝜑 (−
ℎ𝑏𝑗 − ℎ𝑏𝑗−1
𝑟𝑏
)] 
 
(5) 
𝑆′𝑗 = 𝑟𝑏 [𝜑 (−
2ℎ𝑏𝑗−1
𝑟𝑏
) + 𝜑 (−
2ℎ𝑏𝑗−1
𝑟𝑏
) + 2𝜑 (−
ℎ𝑏𝑗 + ℎ𝑏𝑗−1
𝑟𝑏
)] 
 
(6) 
A função 𝜑 é dada por 𝜑(𝜉) = sin−1 𝜉 + √1 + 𝜉2 , em que 𝜉 é o argumento 
representado nas Equações 5 e 6. A capacitância do modelo pode ser calculada 
através da equação 7: 
 
𝐶𝑏𝑗 =
𝜇0𝜀0
𝐿𝑏𝑗
 
 
(7) 
44 
 
 A variável 𝜀0 é a permissividade do vácuo dada em (F/m). 
 
Figura 18 - Segmentação e circuito equivalente da pá 
 
 
Fonte: (ZHANG, 2014) 
45 
 
3.4 Modelagem da torre 
 
As torres das turbinas eólicas possuem um formato circular similar a um cone, 
com o interior oco, esse formato cônico dá uma maior estabilidade para suas 
fundações. A maioria das torres presentes no mercado hoje são feitas de aço, mas 
também existem alguns projetos de torres de maior porte feitas de concreto. Nas torres 
de aço, as seções tubulares atendem aos requisitos mínimos normativos relativos à 
resistência elétrica e dispensam a necessidade de instalação de um condutor de 
descida adicional para o sistema de proteção contra descargas atmosféricas. As 
seções tubulares geralmente são da ordem de 20m a 30m de diâmetro dependendo 
do tipo de projeto e tamanho do aerogerador (D. ALEXANDRE, 2016). 
O caminho da nacele até a fundação da torre é o mais longo para o percurso 
da corrente de descarga, dessa forma é importante garantir que as conexões entre 
nacele, pás e torre estejam íntegras. Da mesma forma que foi feito para as pás do 
aerogerador, é importante que o modelo matemático para simulação de transitórios 
contemple o fenômeno de propagação de tensão e corrente ao longo de toda 
estrutura. 
Partindo desse ponto, em Romero (2004) é utilizado um modelo baseado em 
circuitos em cascata com parâmetros concentrados. Com circuitos desse tipo não é 
possível uma avaliação precisa em relação aos efeitos ao longo da estrutura, isso tem 
maior importância quando trata-se de torres com altura superior a 100 m. A 
modelagem da torre através de um circuito de linhas de transmissão sem perdas 
também é possível, mas da mesma forma para pás, não é possível uma avaliação 
segmental do comportamento das ondas de tensão e corrente no decorrer da 
estrutura. 
De forma semelhante à pá, a torre necessita ser segmentada em trechos para 
ser modelada. Nesta dissertação, será utilizado o modelo proposto por Zhang (2014), 
nesse modelo será possível identificar o comportamento das formas de onda ao 
decorrer de toda torre, podendo reproduzir tal comportamento com boa exatidão.Para 
cada seção cilíndrica analisada é possível modelar um circuito do tipo pi com 
resistências, capacitâncias e indutâncias. Na Figura 19 é possível verificar o exemplo 
de segmentação da torre. 
46 
 
Para um segmento arbitrário k (k=1,2,...,N), em que N representa quantidade 
de seguimentos, pode ser representado por uma resistência, indutância e 
capacitância. O valor máximo do comprimento admitido para cada seção pode ser 
calculado através da aplicação da Equação 2. A resistência 𝑅𝑡𝑘 Pode ser calcualda 
através da Equação 8 (V. T. MORGAN, 2000; A. H. M. ARNOLD, 1936). 
 
𝑅𝑡𝑘 = [1 + (√
𝑞
2
− 1) (1 −
𝜔
𝑟𝑘
−
8
4√2𝑞 − 5
 (
𝜔
𝑟𝑘
)
2
)] 𝑅𝑡𝑘0 
 
(8) 
 A variável 𝜔 representada e espessura e 𝑟𝑘 o raio de cada segmento, ambos 
em metros. Onde 𝑞 = 2𝜋𝑓𝑢𝜇𝑡𝜎𝑡𝜔 e 𝑅𝑡𝑘0 é a resistência DC dada por: 
 
𝑅𝑡𝑘0 =
ℎ𝑡𝑘 − ℎ𝑡𝑘−1
𝜎𝑡𝜋[𝑟𝑘
2 − (𝑟𝑘 − 𝜔)2]
 
(9) 
 
A altura de cada segmento é calculada pela diferença entre ℎ𝑡𝑘 e ℎ𝑡𝑘−1 que são 
as alturas do início e fim de um seguimento arbitrário k em relação ao ponto de 
referência. As variáveis 𝜇𝑡 e 𝜎𝑡 são a permeabilidade e condutividade da torre, 
respectivamente. A indutância 𝐿𝑡𝑘 é dada por (B. L. KALENTRAROV, 1992): 
 
𝐿𝑡𝑘 =
𝜇0
2𝜋
[𝑙𝑛 
2(ℎ𝑡𝑘 − ℎ𝑡𝑘−1)
𝑟𝑘
 − 1 −
𝜇𝑡
𝜇0
𝑙𝑛 𝜂] 
(10) 
 
Onde 𝜂 é o fator geométrico dependente da razão 𝑃 =
(𝑟𝑘−𝜔)
𝑟𝑘
. Na Tabela 3 são 
descritos os valores de 𝜂 para uma gama de valores de 𝑃. 
Substituindo o valor de 𝐿𝑡𝑘 na Equação 7 é possível obter o valor da 
capacitância 𝐶𝑡𝑘. 
 
47 
 
Figura 19 - Exemplo de segmentação de uma torre e características do circuito 
 
 
Fonte: (ZHANG, 2014) 
 
Tabela 3 - Valor do fator geométrico 𝜂 de acordo com P 
 
Fonte: (ZHANG, 2014) 
48 
 
3.5 Modelagem da linha de transmissão interna do parque 
 
A rede aérea do parque pode ser representada por uma impedância positiva 
(impedância de surto), sendo considerada a velocidade da luz no vácuo. A impedância 
característica é dada por (J. C. DAS,2010): 
 
𝑍0 = √
𝐿
𝐶
 
(11) 
𝑣 =
1
√𝐿𝐶
 m/s 
(12) 
 
Os parâmetros C e L são a capacitância e indutância da linha, respectivamente, 
𝑍0 é a impedância de surto e v é a velocidade de propagação de onda. 
 
3.6 Modelagem do transformador 
 
Em estudos em que é analisado o comportamento dos equipamentos em 
frequências da ordem de kHz, as capacitâncias de acoplamento dos equipamentos 
devem ser consideradas nos modelos. Nos transformadores as capacitâncias são 
distribuídas nos terminais de baixa e alta tensão, podendo ser utilizadas como valor 
total para cada terminal com uma acurácia aceitável. Geralmente essas capacitâncias 
são de difícil determinação. Na Figura 20 é possível observar o posicionamento das 
capacitâncias no circuito do transformador. As capacitâncias são representadas como 
(J. C. DAS,2010): 
 
CHL → Capacitância entre o lado de alta e baixa 
CL → Capacitância entre o lado de baixa e a terra 
Ch → Capacitância entre o lado de alta 𝑒 𝑎 𝑡𝑒𝑟𝑟𝑎 
49 
 
 
Figura 20 - Modelo de transformador utilizado 
 
Fonte: (ABDULLAG; MAHMOUD, 2014) 
 
Os valores de capacitância para diversas potências de transformadores são 
dados pela Tabela 4. 
 
Tabela 4 - Valores de capacitância de acordo com 
potência do transformador em µF 
Transformador Tipo de capacitância (µF) 
MVA Ch CHL CL 
1 1.2-14 1.2-17 3.1-16 
2 1.4-16 1-18 3-16 
5 1.2-14 1.1-20 5.5-17 
7 2.7-11 3.5-17 8-16 
10 4-7 4-11 8-18 
25 2.8-4.2 2.5-18 5.2-20 
Fonte: (ABDULLAG; MAHMOUD, 2014) 
50 
 
3.7 Modelagem dos para-raios 
 
Os para-raios são um dos principais componentes na modelagem de 
aerogeradores para avaliação do comportamento perante surtos atmosféricos. 
Existem diversos circuitos que podem ser utilizados para representar este 
equipamento, os quais tentam caracterizar de forma aceitável as características não 
lineares V - I do equipamento. 
Um modelo simplificado foi derivado do modelo IEEE (1992). Ele é 
representado na Figura 21. O circuito é representado por duas resistências não 
lineares, 𝐴0 e 𝐴1, separadas por duas indutâncias, 𝐿0 e 𝐿1 que ficam em paralelo com 
uma resistência R da ordem de 1MΩ adicionada para evitar instabilidades nas 
simulações numéricas. 
 
Figura 21 - Representação do circuito do modelo de para-raio 
 
Fonte: (GIANNETTONI; PINCETI, 2004) 
 
Essa representação possui uma operação semelhante ao comportamento da 
representação do IEEE com a vantagem de que os parâmetros são determinados 
apenas com dados elétricos (GIANNETTONI; PINCETI, 2004) 
Nos casos de média e alta tensão as indutâncias L1 e L0 no modelo são dadas 
em µH e calculadas através das seguintes expressões: 
51 
 
𝐿0 =
1
4
𝑈𝑟1/𝑇2 − 𝑈𝑟8/20
𝑈𝑟8/20
𝑈𝑛 
(13) 
𝐿1 =
1
12
𝑈𝑟1/𝑇2 − 𝑈𝑟8/20
𝑈𝑟8/20
𝑈𝑛 
(14) 
 
Onde 𝑈𝑛 é a tensão do para-raio em kV Ur1/T2 é a tensão residual quando 
injetada uma corrente de 10 kA para uma onda de frente rápida (1/T2 µs). Ur8/20 é a 
tensão residual para uma corrente de 10 kA com 8/20µs de parâmetro de tempo, valor 
de frente e calda da onda respectivamente. As características não lineares dos 
elementos A0 e A1 determinadas em pu foram publicadas em Mahmoud, (2014). A 
representação do formato não linear de corrente tensão é mostrada nas Figuras 22 e 
23. 
 
Figura 22 - Representação da não linearidade do fator A0 
 
Fonte: (ABDULLAG; MAHMOUD, 2014) 
 
52 
 
Figura 23 - Representação da não linearidade do fator A1 
 
Fonte: (ABDULLAG; MAHMOUD, 2014) 
 
3.8 Modelagem do aterramento 
 
O aterramento elétrico pode desempenhar uma gama variada de funções, 
desde o emprego em sistemas específicos de telecomunicação até ramos da 
eletrônica. Contudo, suas duas principais funções estão associadas a fatores 
primordiais em qualquer instalação elétrica, que são: o desempenho do sistema ao 
qual o aterramento está conectado, neste pode-se citar o solo com um condutor de 
retorno, aplicação bastante utilizada nas MRT’s (Monofásico com Retorno por Terra) 
que são muito empregadas em distribuição rural, em alguns sistemas de corrente 
contínua que usam o solo como segundo condutor, da proteção do sistema em 
sistemas polifásicos, atuando quando o desiquilíbrio de tensões resultante acarreta 
correntes no solo e da proteção contra descargas atmosféricas e choque elétrico 
(VISÁCRO, 2002). 
Na modelagem de um aterramento elétrico, deve-se considerar a presença de 
resistência, capacitância e indutância na conexão com a terra, uma vez que esses 
elementos influenciam diretamente a corrente que flui pelo solo. Considera-se a 
53 
 
impedância do sistema como a oposição do solo à injeção de corrente através de um 
eletrodo. A Figura 24 ilustra o diagrama do circuito indicado. 
 
Figura 24 - Componentes de corrente no solo 
 
Fonte: (VISÁCRO, 2002) 
 
Ao considerar-se apenas uma porção do eletrodo de aterramento, verifica-se 
que a corrente que se dissipa para o solo é formada pelas quatro componentes 
mostradas no diagrama da Figura 24. Parte da corrente injetada é dissipada para a 
terra e o restante no comprimento do eletrodo. Em relação à última, são 
estabelecidas perdas internas, e um campo magnético em volta do caminho da 
corrente pelo condutor. Ademais, existe a influência do campo elétrico no solo 
(através de uma resistividade ρ e uma permissividade ɛ), através do qual se 
estabelecem as correntes capacitivas e condutivas do meio. Tais correntes 
independem da geometria do eletrodo, mas dependem da relação δ/ω, em que δ 
refere-se à condutividade do solo e ω a frequência angular (VISÁCRO, 2002). 
O circuito equivalente mostrado na Figura 24 representa os elementos 
envolvidos na análise de sistemas de aterramento sujeitos ou não a ondas 
impulsivas. Em análises de baixa frequência, a representação de uma haste vertical 
cravada no solo resume-se apenas a uma resistência ôhmica R (TELLÓ,2007). 
Uma usina de geração eólica é composta por diversos componentes, que vão 
desde os aerogeradores até estruturas que compõem as subestações unitárias e 
redes coletoras. Cada aerogerador possui seu próprio sistema de aterramento, 
sendo que ele pode ser disposto de diversas maneiras. Os mais utilizados em usinas 
instaladas em terra são os descritos abaixo: 
 
54 
 
1. Eletrodos dispostos em anéis com hastes auxiliares verticais; 
2. Utilização do sistema de ferragem do aerogerador como aterramento; 
3. Utilização da estrutura metálica do aerogerador juntamente com 
eletrodos em formato de anel e hastes verticais; 
4. Caso 3 com a adição de eletrodos horizontais em formato de anel; 
5. Compreende o caso 4 com a adição de um número maior de 
condutores horizontais. 
 
Na prática, em algumas ocasiões os aterramentos dos aerogeradores são 
interligados entre si e com a subestação coletora. Essa ligação configura um 
sistema diferente em relação aos aterramentos isolados, pois garante uma 
conexão física com todos os sistemas fazendo-se assim um aterramento conjunto. 
Essa conexão pode ser realizada de diversas formas, comumente utiliza-se 
condutores horizontais que são dispostos de maneira retilínea não havendo 
mudanças bruscas nas direções. Na Figura 25 é possível verificar a disposição do 
sistema de aterramento com as conexões entre as torres dos aerogeradores e a 
subestação coletora. 
 
Figura 25 - Conexão das malhas de aterramento em um parque eólico 
 
Fonte: (IEC,2019) 
 
Com a utilização do sistema mencionado acima, obtém-se uma melhora 
significativa no valor de resistência de aterramento em baixa frequência, mas não 
55 
 
necessariamente uma melhoria na resposta a surtos de tensão em alta frequência 
do aterramento. Através disso, de acordo com a topologia de aterramento adotada 
faz-se necessário um estudo detalhado do impacto das sobretensões em todo 
sistema. Além disso, os demais sistemas de aterramento podem estar 
interconectados, como por exemplo o SPDA da rede coletora. 
Para representação de um aterramento elétrico considerando o efeito da alta 
frequência, são levados em consideração os efeitos capacitivos e indutivos para cada 
condutor vertical e horizontal, para desta forma ser possível representar o sistema 
através de um circuito pi equivalente com parâmetros RLC de acordo com o que é 
representado na Figura 26 (W. XIAOHUI; Z. XIAOQING AND Y; DASHENG, 2008). 
Os valores da resistência, condutância, indutância e capacitância são 
representados pelas variáveis 𝑅ℎ, 𝐺ℎ, 𝐿ℎ, 𝐶ℎ, respectivamente e apresentadas nas 
Equações 15,16,17 e 18 para modelagem dos condutores e eletrodos horizontais. 
 
𝑅ℎ =
𝑙ℎ𝜌𝑔
(𝜋𝑟𝑔2)
 
(15) 
𝐺ℎ =
𝑙ℎ2𝜋
[𝜌𝑠(ln (
2𝑙ℎ
√2𝐻𝑟𝑔
) − 1)]
 
(16) 
𝐿ℎ =
𝑙ℎ𝜇0
2𝜋
[(ln (
2𝑙ℎ
√2𝐻𝑟𝑔
) − 1)]
 
(17) 
𝐶ℎ = 𝜀𝜌𝑠𝑙ℎ𝐺ℎ (18) 
 
Os valores da resistência, condutância, indutância e capacitância são 
representados pelas variáveis 𝑅𝑣, 𝐺𝑣, 𝐿𝑣, 𝐶𝑣, respectivamente e apresentadas nas 
Equações 15,16,17 e 18 para modelagem dos condutores e eletrodos horizontais. 
 
56 
 
𝑅𝑣 =
𝑙𝑣𝜌𝑔
(𝜋𝑟𝑔2)
 
(19) 
𝐺𝑣 =
𝑙𝑣2𝜋
[𝜌𝑠(ln (
2𝑙𝑣
𝑟𝑔
) − 1 + 0.5𝑙𝑛
2𝑙𝑣 + 4𝐻
𝑙𝑣 + 4𝐻
)]
 
(20) 
𝐿𝑣 =
𝑙𝑣𝜇0
2𝜋
(𝑙𝑛
2𝑙𝑣
𝑟𝑔
− 1 + 0.5𝑙𝑛
3𝑙𝑣 + 4𝐻
𝑙𝑣 + 4𝐻
) 
(21) 
𝐶𝑣 = 𝜀𝜌𝑠𝑙𝑣𝐺𝑣 (22) 
 
Nas equações apresentadas, 𝜌𝑠 é a resistividade do solo em Ωm, 𝑙ℎ e 𝑙𝑣 são os 
comprimentos em metros dos eletrodos horizontais e verticais respectivamente, 𝑟𝑔 é 
o raio do condutor em metros, H a profundidade em metros, 𝜇0 é a permeabilidade no 
vácuo em H/m e 𝜀 é a permissividade do solo em F/m. 
 
Figura 26 - Circuito equivalente para um segmento do aterramento 
 
Fonte: (DJABOREBBI, 2021) 
 
 
 
 
 
57 
 
4 RESULTADO DAS SIMULAÇÕES 
 
Neste capítulo serão apresentados os resultados correspondentes às 
simulações realizadas no software ATPDraw. Tendo em vista que todos os modelos 
para representação dos componentes de um aerogerador foram mostrados no 
decorrer do trabalho, então é possível realizar a implementação e simulação desses 
componentes utilizando o ATP. Os resultados das simulações são apresentados a 
seguir. 
Para construção das simulações, foram considerados dois aerogeradores que 
possuem transformadores elevadores e são ligados através de uma rede subterrânea 
a uma subestação coletora que faz a conexão com uma barra infinita a qual simula a 
conexão com o sistema interligado. 
Os parâmetros utilizados para simulação, estão apresentados na Tabela 5. 
 
Tabela 5 - Parâmetros do transformador, linha de transmissão e gerador 
Gerador Síncrono conectado em Y 
Tensão de linha [kV] 0,690 
Potência nominal [MW] 2,00 
Frequência [Hz] 60,00 
Transformador elevador aerogerador / subestação coletora 
Tensão [kV] 690/34,5 | 
34,5/69 
Potência nominal [MVA] 2,3/10 
Perdas no cobre em relação a potência nominal [p.u] 0,005 
Linha de transmissão 
Resistência de sequência positiva/ zero por fase [Ω/km] 0,00105/0,021 
Indutância de sequência positiva/ zero por fase [mH/km] 0,83556/2,50067 
Capacitância de sequência positiva/ zero por fase [nF/km] 12,9445/6,4723 
Fonte: (ABDULLAG; MAHMOUD, 2014) 
 
Para verificação da corrente de descarga foi utilizada uma forma de onda de 20 
kA com tempo de subida de 8µs e tempo de calda de 60µs. A representação do 
esquemático da fonte de Heidler utilizada no ATP consta na Figura 27. 
 
58 
 
Figura 27 - Diagrama esquemático da fonte de Heidler 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
 
O formato de onda de corrente obtido após a simulação pode ser visto na Figura 
28. 
Figura 28 - Forma de onda da corrente de descarga 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
 
Para validação do modelo de para-raios utilizado, foram levados em 
consideração os dados apresentados em ABB (2022). O para-raios utilizado para o 
lado de 690 V do transformador apresenta os valores de L0 e L1 iguais a 0,07 µH. 
Uma descarga de 8/20µs, com 5 kA e 25 kA foi utilizada para validação das condições 
nominais e máximas do equipamento através da injeção de corrente no modelo 
utilizado. A Figura 29 representa esuqmeaticamente o modelo teste reproduzido no 
ATP para validação das características elétricas dos para-raios. Uma fonte de Heidler 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
59 
 
é utilizada na entrada do modelo em paralelo com uma resistência de 1000 kΩ inserida 
para evitar instabilidade na simulação. Os dois modelos de resistências não lineares 
𝐴0 e 𝐴1 estão posicionados em paralelo próximos das indutâncias L0 e L1. Para 
verificação dos valores de energia dissipada, foram utilizados os elementos do ATP 
para mutiliplicar e integrar os sinais de corrente e tensão. 
 
Figura 29 - Modelo esquemático de um para-raio no ATP 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
 
Os parâmetros utilizados nas resistências não lineares para inserção no modelo 
para os três tipos de equipamentos foram calculados e dispostos conforme mostrado 
na Tabela 6. 
 
Tabela 6 - Parâmetros calculados para simualação dos para-raios 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
O erro da tensão residual apresentado no modelo é calculado através da 
relação entre a tensão residual simulada e a tensão residual apresentada no manual 
do equipamento. A corrente de descarga nominal e máxima podem ser vistas no 
60 
 
gráfico da Figura 30. 
 
Figura 30 - Gráficos das formas de onda de corrente máxima 
(verde) e corrente nominal (vermelho) 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
 
A forma de onda para a tensão residual quando injetada a corrente máxima e 
nominal pode ser vista na Figura 31. Foi encontrado um erro de 0,25% em relação ao 
pico de corrente de descarga para o valor nominal e 1,8 % em relação ao valor máximo 
de descarga em relação ao apresentado em ABB (2022). A energia absorvida pelo