energia eólica

Prévia do material em texto

ENERGIA EÓLICA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Prof. Selênio Rocha Silva 
Departamento de Engenharia Elétrica 
Universidade Federal de Minas Gerais
 
SUMÁRIO 
 
 
 
 
1. Potencial de Energia Eólica 
 
1.1. O Vento 
 
1.2. A Energia Eólica 
 
2. Métodos de Medição dos Ventos e suas Características 
 
2.1. Medidores de Velocidade de Vento 
 
2.2. Erros de Medição de Vento 
 
3. Turbinas Eólicas 
 
3.1. Classificação de Turbinas Eólicas 
 
3.2. Características de Turbinas Eólicas 
 
3.3. Operação 
 
4. Engenharia de Sistemas de Conversão de Energia Eólica 
 
4.1. Acoplamento de Cargas e Estratégias de Controle 
 
5. Arquitetura de Sistemas Eólicos a Velocidade Variável 
 
6. Tecnologias de Turbinas Eólicas Conectadas na Rede Elétrica 
 
7. Qualidade da Energia em Sistemas de Conversão de Energia Eólica 
 
Referências Bibliográficas 
 
 
 
 
 
 
 
 2 
1. Potencial de Energia Eólica 
 
 A energia eólica resulta da transformação de parte do efeito térmico solar 
em energia cinética da atmosfera. A diferença de radiação solar sobre regiões 
distintas do planeta provoca o deslocamento de camadas de ar, os ventos. 
 
O inventário da energia recuperável a partir dos ventos tem sido objeto de 
constantes equívocos e exageros. Para o levantamento deste potencial energético é 
necessário distinguir três níveis diferentes de energia: 
 
 - A "energia cinética armazenada na atmosfera" resultante do 
efeito solar, cuja quantidade de energia renovável num 
período de apenas três dias, estimada em 7. 1020 J, 
equivalente a cinco vezes a energia total consumida 
anualmente no mundo; 
 
 - A "energia cinética teoricamente recuperável" contida entre 
5 e 100 m de altitude, representa 3 a 30 . 1020 J/ano, ou seja 2 
a 20 vezes a energia total consumida anualmente no mundo; 
 
- A "energia cinética praticamente recuperável", avaliada em 
3 a 30. 1017 J/ano ou seja 0.2 a 2% do consumo mundial em 
um ano. 
 
 Apesar de representar uma pequena parcela do consumo mundial, a energia 
eólica praticamente recuperável representa importante potencial para regiões 
diversas e usos específicos. 
 
 Além disso, a energia eólica é caracterizada pelo seu aspecto difuso e por 
sua aleatoriedade, indicando propriedades peculiares para seu emprego e 
possibilidades de fornecimento de grandes parcelas de energia. 
 
1.1. O Vento 
 
 A velocidade do vento varia com a localização geográfica e altitude (figuras 
1 e 2), constatando-se alterações instantâneas, diárias, sazonais e anuais. Dentro de 
certos limites de comportamento atmosférico, considera-se que para altitudes 
menores que 100m, a variação da velocidade de vento com a altura do solo pode ser 
expressa pela fórmula empírica: 
 
( ) α

=
1
.1
h
hVhV 
 
onde V1 é a velocidade de vento medida na altura h1 (em geral 10m) e α é um 
coeficiente dependente da natureza do terreno, como ilustrado na Tabela I. 
 
1.1. TABELA I 
Tipo de terreno z0 (m) α 
Gelo ou lama plana 10-5 a 3.10-5 
 3 
Mar calmo 2.10-4 a 3.10-4 
Areia 2.10-4 a 10-3 0,10 
Neve 10-3 a 6.10-3 
Grama baixa 10-3 a 10-2 0,13 
Estepe 10-2 a 4.10-2 
Grama alta 4.10-2 a 10-1 0,19 
Floresta 10-1 a 1 
Subúrbio 1 a 2 0,32 
Cidade 1 a 4 
 
 Para terrenos satisfazendo os requisitos de uniformidade de aspereza, a 
seguinte lei logarítmica, oriunda da fórmula de Prandtl, é válida com alto grau de 
aproximação, em condições adiabáticas: 
)ln(
)ln(
)(
)(
0
0
z
h
z
z
hV
zV = 
onde z0 é a chamado de “altura da aspereza” e cujos valores são indicados na 
Tabela I. 
 
Figura 1. Medidas instantâneas de velocidade de vento em alturas diferentes. 
 
 
Figura 2. Variação da velocidade de vento com a altura. 
 
 
 O potencial eólico de um local é estimado a partir de curvas de duração de 
velocidade do vento. Segundo os padrões do World Meteorological Organization, 
as medições devem ser efetuadas na altura de 10 m do solo e preferencialmente em 
intervalos de 10 minutos. Esta última proposta é baseada na análise espectral da 
 4 
velocidade de vento (Figura 3), para a qual as flutuações da velocidade de vento 
durante um mês ocorrem significativamente em freqüências correspondentes à 
períodos entre 10 h e 100 h e para períodos menores que 5 minutos. Sendo que esta 
segunda categoria denomina-se rajada. Não ocorrem significativas variações de 
vento para períodos entre 5 minutos e 10 h, onde o comportamento da turbina 
eólica pode ser considerado quase-estático. 
 
 
Figura 3. Densidade de potência espectral obtida no Brookhaven National Laboratory. 
 
 As flutuações do vento constituem fenômeno estocástico que pode ser 
representado por métodos estatísticos. Em termos de análise estatística, o regime de 
vento em um determinado local é representado por funções de distribuição obtidas 
de medições efetuadas em um determinado período. Entre as funções mais 
utilizadas destacam-se a distribuição de velocidade média de vento (Figura 4 e 5) e 
a distribuição de freqüência de ocorrência da velocidade de vento (Figura 6). 
Enquanto a primeira representa o valor da velocidade média de vento em intervalos 
de tempo determinados (meses, dias, horas, etc.), a segunda identifica o número de 
ocorrências (quantas horas por mês, por exemplo) de um determinado valor de 
velocidade de vento. 
 
 A distribuição de freqüência de ocorrência (Figura 6) tem sido 
satisfatoriamente modelada através da distribuição de Weibull, que pode ser 
expressa por sua função densidade de probabilidade (Figura 7): 
 



 

−



=
− KK
C
V
C
V
C
KVp exp..)(
1
 
 
 onde p(V) = função densidade de probabilidade 
 V= velocidade de vento 
 K= fator de forma 
 C= velocidade característica 
 K e C são parâmetros dependentes do local 
Diversos trabalhos utilizam também uma distribuição mais simples, 
conhecida como distribuição de Rayleigh, que é um caso especial da distribuição de 
Weibull para fator de forma igual a 2. Apesar de muito utilizada a distribuição de 
 5 
Rayleigh é limitada na representação de sítios eólicos, já que possui apenas um 
parâmetro de ajuste de dados. 
Distribuição Diária Média Mensal
0
2
4
6
8
10
12
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33
Dias do Mês
V 
(m
/s
)
 
Figura 4. Distribuição diária mensal média de velocidade de vento no Retiro das Pedras (out-dez/96) 
 
Distribuição Horária Média Mensal
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Horas do Dia
V 
(m
/s
)
 
Figura 5. Distribuição horária mensal média de velocidade de vento no Retiro das Pedras (out-
dez/96) 
 
Distribuição de Frequência de Ocorrência
0
2
4
6
8
10
12
14
16
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
V (m/s)
O
co
rr
ên
ci
a
 
Figura 6. Freqüência de ocorrência de uma determinada velocidade de vento no Retiro das Pedras 
(out-dez/96) 
 
 
 6 
Função Densidade de Probabilidade de Weibull
0
0,04
0,08
0,12
0,16
0 5 10 15 20
V (m/s)
p(
V)
 
Figura 7. Função de Weibull para Retiro das Pedras (C=6,07 & K=2,007) 
 
 
1.2. A Energia Eólica 
 
A energia cinética do vento por unidade de volume, obtida em uma 
velocidade de vento V, vale: 
 
E Vc = 12 2ρ. 
 onde ρ é a massa específica de ar ( ≅ 1,2 Kg/m3). 
 
 A potência eólica disponível vale: 
 
P Ae = 12 3ρ. .V 
 onde A é a área varrida pelo rotor eólico. 
 
 É possível mostrar que apenas uma parte desta energia cinética é 
conversível, uma vez que o ar deve conservar uma velocidade que permita seu 
fluxo através do rotor de uma turbina eólica. A melhor conversão de energia é 
obtida quando a velocidade na esteirado rotor é igual a 1/3 da velocidade do vento 
incidente. A potência mecânica, teoricamente recuperável de uma instalação eólica, 
corresponde no máximo a 59.3% (limite de Betz) da potência disponível incidente, 
indicando normalmente eficiências de conversão bem menores. 
 
 Duas grandezas básicas, identificadas aqui como "energia eólica disponível" 
e "energia eólica extraível", são utilizadas para caracterizar o potencial eólico de 
um determinado local. 
 
 Vários autores utilizam a energia eólica disponível média por unidade de 
área para o levantamento de dados sobre o potencial eólico de vários locais. 
 
P
A
Ve = 12 3ρ 
 
 onde a barra e os colchetes angulares representam valores médios. 
 
 7 
 O cálculo dos valores médios de energia eólica disponível demanda o 
conhecimento da distribuição de probabilidade de vento ou dos registros de dos 
valores de vento, assim estes valores médios podem ser expressos por: 
 
∫ ∫∞ −==
0 0
1 ).(.).(.
T
dttVTdVVpVV 
[ ]3
0
313
0
33 3 .)().(. ∫∫ −∞ == T dttVTdVVpVV 
 
 A raiz cúbica da média cúbica da velocidade de vento corresponde à 
velocidade de maior conteúdo energético, importante no dimensionamento de uma 
usina eólica. A razão entre a média do cubo da velocidade de vento e o cubo da 
média da velocidade de vento é chamada de "fator de padrão energético", que varia 
entre os valores 1.5 e 3. Embora a energia eólica disponível não possa ser obtida do 
valor da velocidade de vento média, já que o fator padrão energético não é 
constante, há suficiente correspondência entre altos valores de velocidade média e 
altas potências médias, possibilitando uma avaliação qualitativa. 
 
 Diversos estudos sobre locais de alto potencial eólico indicaram que: 
 - Altos potenciais eólicos ocorrem normalmente em regiões costeiras ou 
próximas de grandes lagos e em ilhas; 
 - Altos potenciais eólicos ocorrem em regiões planas; 
 - Altos potenciais podem ser observados mesmos em regiões acidentadas, 
quando a geomorfologia local favorece canais de circulação para os ventos. 
 
 A quantidade de potência que pode ser extraída de um regime de vento 
depende da quantidade de energia disponível e de características operativas do 
equipamento de conversão da energia eólica. A potência de saída de um sistema de 
conversão de energia eólica vale: 
 
P C At p= 12 3. . . .ρ V 
 
 onde Cp é chamado de coeficiente de potência, que representa a eficiência 
aerodinâmica da turbina eólica e depende da velocidade de vento e da velocidade 
rotacional do rotor eólico. 
 
 Algumas estimativas da energia eólica extraível podem ser obtidas 
utilizando-se o valor médio do coeficiente de potência ou a característica Cp(V) de 
um rotor eólico característico, através da função de distribuição de probabilidade, 
da seguinte forma: 
 
∫
∞
ρ=
0
3
p2
1t dV).V(p.V).V(C.A.P 
 
 Outra expressão da energia extraível é o "fator de capacidade", que pode ser 
calculado pela razão entre a potência extraível e a potência nominal de um sistema 
eólico característico. 
 8 
 
a)
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 0,3 0,6 0,9 1,2 1,5 1,8 2,1 2,4 2,7 3
V
p(V)
 
b)
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0 0,3 0,6 0,9 1,2 1,5 1,8 2,1 2,4 2,7 3
V
Cp
 
c)
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 0,3 0,6 0,9 1,2 1,5 1,8 2,1 2,4 2,7 3
V
p(P)
Energia Disponível
Energia Max. Extraível
Energia Extraível
 
Figura 8. a) Probabilidade de velocidade de vento; b) Coeficiente de potência; c) Probabilidade de 
potência eólica. 
 
A figura 8 apresenta: a) uma curva da função de probabilidade típica de um 
determinado local; b) uma característica Cp(V) de um rotor típico e c) a função de 
probabilidade de potência disponível, máxima extraível e extraível típica. 
 
 Um número de fatores meteorológicos afeta o projeto e o desempenho de 
sistemas de conversão de energia eólica, entre eles se destacam: 
 
 - A velocidade de vento média e sua variação sazonal e diária; 
 - A distribuição de probabilidade da velocidade de vento e de ventos extremos; 
 - A variação da velocidade de vento com a altura; 
 9 
 - As rajadas de vento e sua variação em amplitude e direção; 
 - A distribuição de probabilidade da direção de vento e a probabilidade de 
grandes variações na direção; 
 - As variações diárias e sazonais da densidade do ar e com a altura. 
 
 
2. Métodos de Medição dos Ventos e suas Características 
 
O vento é caracterizado por duas grandezas variáveis em relação ao tempo, a 
velocidade e a direção. As variações destas grandezas obedecem a fenômenos de 
naturezas diversas: as variações instantâneas (rajadas ou turbulências) e as 
variações diárias e sazonais. 
 
 A convenção mais usada para a representação da velocidade de vento é 
tratá-la como um vetor de componente horizontal bidimensional, com direção a 
partir da direção norte (0o para Norte), mais uma componente vertical (positiva para 
cima). 
 
 As flutuações de velocidade de vento são tratadas como vetores 
tridimensionais, com componentes cartesianas: u' na direção da velocidade de vento 
média, v' na direção perpendicular à velocidade de vento média, e w' na direção 
vertical (ver Figura 9). As definições do que pode ser considerada uma flutuação ou 
rajada de vento depende do tempo utilizado para o cálculo do valor médio da 
velocidade de vento. O tempo de duração de uma rajada não deve ser superior a 
20% do tempo considerado para cálculo da média, por exemplo, para o World 
Meteorological Organization (WMO), cujo tempo padrão para cálculo da média é 
de 10 minutos, não considera rajadas as variações de velocidade de vento que 
durem mais de 2 minutos. 
 
Velocidade de Vento 
 
 θ Rajada 
 
 
 
Figura 9. Diagrama de definição de uma rajada de vento. 
 
 
2.1. Medidores de Velocidade de Vento 
 
 Os sensores mais utilizados para medir a componente horizontal da 
velocidade de vento são: 
 - anemômetro de copos mais leme de direção; 
 - anemômetro tipo hélice mais leme de direção. 
 
 Os anemômetros de copos e de hélice consistem de dois dispositivos: o rotor 
e o gerador do sinal. Num sistema bem projetado, a velocidade angular de rotação 
dos copos ou da hélice varia linearmente com a velocidade de vento ou com a 
componente de vento paralela ao eixo de rotação no caso do anemômetro de hélice. 
Em baixíssimas velocidades, contudo grandes desvios da linearidade ocorrem. 
 
 10 
 
 
 
 
 
Figura 10. Anemômetro de copos e diretor de ventos 
 
 A resposta transitória de um anemômetro de copos ou de hélice pode ser 
caracterizada por uma constante de distância, isto é, uma constante de tempo que 
varia inversamente com a velocidade de vento real. Isto provoca uma constante de 
tempo menor em altas velocidades de ventos e maior em baixos ventos, então o 
anemômetro acelera mais rápido que desacelera, conduzindo a uma sobreestimação 
da velocidade de vento média. A constante de distância de anemômetros não é 
menor que 1 m e para equipamentos de pesquisa variam entre 2 m e 5 m. 
 
 Os anemômetros de copos são geralmente de 3 ou 4 copos, enquanto 
anemômetros de hélice de 4 pás apresentam melhor resposta que aqueles de 2 pás. 
Desde que seus rotores girem a velocidades angulares proporcionais à velocidade 
de vento, os anemômetros de copos ou de hélice podem acionar uma gama variada 
de geradores de sinal, entre eles, geradores c.a., geradores c.c., geradores de pulsos 
óticos ou magnéticos, etc. 
 
 A resposta de diretores de vento sujeito a uma rápida variação de direção de 
vento é normalmente caracterizada por um "overshoot" e oscilação em torno de sua 
posição final. Dois parâmetros são utilizados para definir esta resposta: a freqüência 
natural de oscilação e o fator de amortecimento. O fatorde amortecimento entre 0.3 
e 0.7 é aceitável para uma boa medição de direção de vento. Os geradores de sinal 
para diretores de vento são essencialmente transdutores de posição angular, 
podendo consistir de potenciômetros, capacitores variáveis, chaves rotativas, entre 
outros. Como acontece com os anemômetros, a escolha do gerador de sinal para 
diretores de vento depende do tipo do processador de dados e sistema de aquisição. 
 
 
2.2. Erros de Medição de Vento 
 
 Se Vm é a velocidade de vento média real em uma determinada direção 
horizontal média e Vx é o valor indicado de velocidade de vento no anemômetro, 
pode-se escrever que: 
 ( )( )( )( dpwvuxm e1.e1.e1.e1.VV −−+−= ) 
 
 onde eu, ev, ew e edp são os erros associados aos fatores primários de 
medição de velocidade de vento, e que consistem em: 
 
 11 
 - eu, este componente de erro é devido à constante de distância do 
anemômetro, que causam mais rápida aceleração que desaceleração; 
 
 - ev, este componente de erro ocorre apenas nos anemômetros que 
necessitam se direcionar em relação ao vento incidente, estando associado ao atraso 
em atingir a direção adequada; 
 
 - ew, esta associado ao efeito de variação do vento na direção vertical; 
 
 - edp, é uma componente de erro associado ao processamento de dados, que 
pode não levar em conta para o cálculo da média, as variações da direção de vento. 
 
 Para medição de ventos de superfície, a WMO especifica alguns procedimentos 
de instalação dos sensores. Uma padronização é a instalação de sensores a 10 m de 
altura acima do terreno aberto e nivelado. A posição do instrumento deve levar em 
consideração a existência obstruções no terreno. A presença de obstáculos provoca 
turbulências, rápidas variações de velocidade e direção do vento, que diminuem a saída 
de potência de um rotor eólico e provocam vibrações indesejáveis na máquina. A Figura 
11 ilustra a região de turbulência causada pela presença de um edifício. 
 
 Figura 11. Zona de turbulência perto de um pequeno edifício. 
 
 
 Uma outra forma de avaliar os níveis de energia eólica numa determinada 
região pode ser procedida pela observação de impressões causadas no sistema 
ecológico local, principalmente na vegetação. 
 
 
3. Turbinas Eólicas 
 
Uma turbina eólica é formada essencialmente por um conjunto de pás sob a 
ação do vento. As forças que são exercidas sobre estas pás fazem com que estas 
girem em torno de um eixo. A ação do vento sobre um corpo pode ser definida por 
duas componentes de forças: o arrasto e a sustentação. A força de arrasto é a 
componente na direção da velocidade de vento relativa, enquanto a força de 
sustentação é a componente perpendicular a esta direção (Figura 12). 
 
 
 12 
 
 
Figura 12. Vetores de velocidades e forças sob um perfil aerodinâmico 
 
A velocidade relativa Vr, que é medida levando em conta o fator de 
interferência (a) de uma turbina de raio R girando à velocidade rotacional w perante 
uma velocidade de vento V, vale : 
 r r rV V a wr = − −( ) .1 R 
 
As forças de sustentação (FL) e arrasto (FD) são proporcionais à densidade do 
ar, à área das pás e ao quadrado da velocidade relativa do aerofólio. As constantes 
de proporcionalidade são definidas como coeficientes de sustentação (CL) e arrasto 
(CD), funções do ângulo de ataque, γ, e constituem características implícitas ao 
perfil aerodinâmico das pás . 
 
A força resultante, no plano de rotação, que contribui para o conjugado 
desenvolvido pela pá, vale (Gimpel and Stodhart, 1958): 
 
F F Fa d= −l.sen .cosθ θ 
 
onde θ γ β= +
 γ = ângulo de ataque em relação ao plano de rotação 
 β = ângulo de passo 
 
As pás de cata-ventos modernos são construídas utilizando perfis 
aerodinâmicos projetados para produzirem elevados coeficientes de sustentação. 
Um aerofólio apresenta uma borda de ataque e uma borda de fuga, cuja distância 
entre seus pontos extremos constitui a corda do perfil. Os perfis de turbinas eólicas 
modernas são em geral do tipo plano-convexo (Gottingen) ou biconvexo (NACA). 
Ao longo da estrutura da pá, esta pode apresentar uma torção para garantir um 
ângulo de ataque aproximadamente constante em toda sua extensão. 
 
 13 
Algumas turbinas eólicas apresentam dispositivo de variação do ângulo de 
passo, a fim de controlar a velocidade, e, portanto, a potência, reduzindo-se o 
ângulo de ataque pelo aumento do ângulo de passo. 
 
O projetista de turbinas eólicas, portanto tem à sua disposição diversas 
ferramentas para garantir um bom projeto aerodinâmico, isto é, alta sustentação 
com baixo arrasto. Para o sistema eólico como um todo, o projeto estrutural é vital 
a fim de garantir uma operação confiável, por prolongado período (maior que 20 
anos), com baixo custo de construção. 
 
 
3.1. Classificação de Turbinas Eólicas 
 
Na literatura técnica é comum distinguir as turbinas eólicas segundo os 
seguintes critérios: 
 
 - direção do eixo de rotação em relação ao vento (eixo horizontal e eixo 
vertical); 
 - qualidade das forças predominantes (arrasto e sustentação); 
 - quantidade de material existente no rotor (baixa e alta solidez). 
 
As turbinas de eixo horizontal apresentam seu eixo de rotação em paralelo 
com a direção do vento. Nestes tipos de turbinas se encontram os modelos multipás 
americano e as turbinas eólicas rápidas de 3, 2 e 1 pás. 
 
 
Figura 13. Turbinas de Eixo Horizontal 
 
 As turbinas de eixo vertical são representadas principalmente pelos modelos 
Savonius e Darrieus e funcionam com qualquer direção de vento. 
 
 14 
 
Figura 14. Turbinas de Eixo Vertical 
 A qualidade das forças predominantes na operação de uma turbina eólica 
dita praticamente suas características básicas. As turbinas que funcionam por 
arrasto (modelo Savonius, por exemplo) apresentam normalmente baixas 
velocidades rotacionais, baixos rendimento aerodinâmico e um custo elevado pela 
grande quantidade de material envolvido. As turbinas rápidas como as tri-pás, bi-
pás, monópteros e Darrieus, se caracterizam por operarem por sustentação 
apresentando elevadas velocidades e altos rendimentos aerodinâmicos sendo, 
portanto, indicadas para geração de eletricidade. 
 
 Um importante parâmetro do projeto de turbinas eólicas é a relação entre a 
área total das pás do rotor e a área varrida por estas, num perímetro correspondente 
a 70% do raio das pás. Este parâmetro adimensional é conhecido por solidez (σ) e 
vale (Gimpel e Stodhart, 1958): 
 
σ π=
n c
D
.
.0 7
 
 
 onde n = número de pás; 
c = corda a 0.7 do raio das pás (m); 
D = diâmetro do rotor (m). 
 
 A referência ao ponto de 70% do raio é utilizada uma vez que esta região 
está sujeita aos maiores esforços. Pela análise de alguns projetos eólicos tem-se 
observado que a solidez pode fornecer informações mais detalhadas sobre a ope-
ração da turbina. Um rotor de alta solidez apresenta alto conjugado de partida e 
bom desempenho em baixas velocidades. Rotores de baixa solidez operam a 
velocidades elevadas, a rendimentos maiores e com pobre característica de partida. 
 
 Dentre as turbinas de baixa solidez os rotores de eixo horizontal tem sido 
amplamente empregados em faixas de potência de 100W a 3,2MW (projeto MOD-5 
do programa eólico americano). Os rotores de eixo horizontal, apesar de 
necessitarem de dispositivo de orientação com a direção do vento, operam a altos 
rendimentos e podem ser instalados em alturas elevadas onde estão presentes as 
maiores velocidades de vento. 
 
 A solidez de turbinas eólicas modernas atinge valores entre 5% e 10%, já 
que projetadas para altas eficiências e altas velocidades o que implica aplicações 
 15 
direcionadas à geração de energia elétrica. No caso de uma turbina eólica multipás 
a solidez excede 50%.3.2. Características de Turbinas Eólicas 
 
 A potência desenvolvida por uma turbina eólica depende da velocidade do 
vento e da velocidade rotacional. A relação entre a potência, a velocidade do vento 
e a velocidade rotacional são normalmente apresentadas por coeficientes 
adimensionais, a fim de tornar esta informação aplicável em diversas 
circunstâncias. Dois parâmetros adimensionais mais largamente utilizados para 
descrever estas relações são a relação de velocidades λ e o coeficiente de potência 
Cp. O primeiro é definido como: 
λ = w R
V
.
 
 
 onde R é o raio do rotor eólico, medido na ponta da pá, w é a rotação da 
turbina. 
 
 O coeficiente de potência, também chamado de rendimento aerodinâmico de 
uma turbina eólica, é definido como: 
 
C P
AV
p
t=
1
2
3ρ 
 
Outro parâmetro adimensional importante é o coeficiente de conjugado, 
definido como: 
 
C T
ARV
q =
1
2
2ρ 
 
onde T é o conjugado desenvolvido pelo rotor eólico. 
 
Figura 15. Características de rendimento de diversos projetos de turbinas 
 16 
 As características Cp (λ) e Cq (λ) de uma turbina eólica são ilustradas 
nas Figuras 15 e 16. Nesta pode-se verificar que a potência desenvolvida por um 
rotor eólico é nula (Cp = 0) em dois valores de relação de velocidades; quando o 
rotor está estacionário e quando a velocidade na ponta da pá é várias vezes maior 
que a velocidade do vento. A máxima eficiência (Cpm) é obtida em um valor 
intermediário de relação de velocidades, λo. De maneira análoga o conjugado 
desenvolvido pelo rotor é máximo (Cqm) em uma determinada relação de veloci-
dades, λt, o que determina a região de operação estável da turbina para λ > λt. A 
região de baixas relações de velocidades é caracterizada pelo "estolamento" das 
pás, isto é, a perda de sustentação que ocorre das seções externas da pá (ponta) para 
as internas (raiz da pá). 
 
 
Figura 16. Características Cp(λ) e Cq(λ) de turbina eólica 
 
 
3.3. Operação 
 
Devido à operação em altas velocidades, os rotores de baixa solidez 
necessitam de dispositivos de controle e proteção a fim de garantir confiabilidade e 
segurança aos equipamentos. Uma turbina eólica, operando a relação de 
velocidades constantes, apresenta uma concordância linear entre a velocidade 
rotacional e a velocidade de vento, o que conduz a uma característica de potência 
dependente do cubo da rotação, como ilustra a figura 17 e pode ser deduzida pela 
expressão abaixo: 
 17 
P A V C A R w Ct p p= =12 3 12 3 3 3ρ ρ λ. . . . . . . 
 
 
Figura 17. Característica de potência de uma turbina eólica 
 
Torna-se praticamente difícil prever uma carga que se sujeite a uma variação 
cúbica em ampla escala de rotação. Em vista destes fatores, é usual limitar a 
potência desenvolvida por uma turbina, de modo que a partir da velocidade nominal 
de projeto VR, a rotação e, portanto a potência, permaneçam aproximadamente 
constantes. 
Esta limitação de potência pode ser implementada por diversas maneiras, 
entre elas: o sistema centrífugo de variação do passo (em turbinas de passo 
variável- controle de passo passivo) e o controle por "stall" (em turbinas de passo 
fixo). A variação do passo consiste no aumento do ângulo de passo da pá , β, com 
o aumento da rotação, levando a uma redução no ângulo de ataque, que reduz a 
sustentação e o rendimento aerodinâmico de turbina. O efeito da variação do ângulo 
de passo nas características de Cp e de potência de uma turbina típica é ilustrado nas 
Figuras 18 e 19. 
 
 
 
 
 
 18 
 
Figura 18. Efeito do ângulo de passo no rendimento da turbina 
 
 
Figura 19. Efeito da variação do ângulo de passo na potência da turbina 
 
 Em velocidades de vento superiores à velocidade de corte VF, as forças que 
atuam sobre as pás podem danificá-las, podendo também ocorrer falhas em outros 
componentes do SCEE e portanto este deve ser desativado. 
 
 Por operarem com reduzidas potências em baixas velocidades e pelas pobres 
características de partida nas turbinas eólicas de baixa solidez, um dispositivo de 
proteção geralmente retira o sistema de funcionamento para velocidades inferiores à 
velocidade inicial de acionamento, VC. A figura 20 mostra a característica de 
 19 
operação de uma turbina eólica real, Windane 34-400 da Vestas, e a seta indica a 
velocidade nominal. 
 
 A característica de operação Pe(V) de uma turbina eólica fica definida pela 
determinação dos parâmetros VC, VR e VF (na Figura 20, VC=3m/s, VR=15m/s e 
VF=25m/s). Sabe-se que para velocidades inferiores a VC e superiores a VF, a 
potência de saída é nula, já que nestas condições o sistema não deve estar 
acionado. Para velocidades de vento compreendidas entre VC e VR, a potência 
depende das características da carga e fica limitada pela curva de máxima potência 
convertida pela turbina (operação a λ = λo). No intervalo entre VR e VF a potência 
absorvida é igual à nominal, e este intervalo é caracterizado pela operação a 
rotação constante. 
 
 Figura 20. Característica Pe(V). 
 
 4. Engenharia de Sistemas de Conversão de Energia Eólica 
 
 As vantagens da conversão da energia eólica em energia elétrica são 
numerosas, dentre elas destacam-se: 
• o gerador elétrico pode ser projetado para apresentar alta eficiência em ampla 
escala de velocidades, com alta confiabilidade e baixa manutenção; 
• a energia gerada pode ser transmitida ao ponto de consumo com eficiência e 
baixos custos; 
• a energia elétrica pode ser condicionada, modulada e convertida em outras 
formas energéticas. 
 
 Baseando-se na análise sistêmica, os esquemas de conversão eólica-elétrica 
podem ser classificados em sistemas de velocidade constante e freqüência constante 
(VCFC), sistemas de velocidade variável e freqüência variável (VVFV) e sistemas de 
 20 
velocidade variável e freqüência constante (VVFC). Esta classificação abrange a grande 
maioria dos esquemas até então propostos e em estudo, ver Figura 21. 
 
 Os esquemas VCFC utilizam geralmente geradores síncronos, de imã 
permanentes ou assíncronos conectados diretamente à rede elétrica. São empregados em 
localidades onde existe fornecimento convencional de eletricidade, e em "fazendas de 
cata-vento". 
 
 A característica principal dos sistemas VVFC é a conexão indireta à rede 
elétrica, que geralmente é implementada por conversores estáticos. Nesta categoria se 
distinguem: o esquema clássico de conexão indireta (turbina-alternador-retificador-
inversor à comutação natural-rede elétrica) e o esquema com gerador de indução com 
recuperação de energia rotórica. 
 
~
~
~
~
Rede Elétrica
Rede ElétricaRet Inv
Ret Bat Carga
CargaRet
α1 α2
α
α
Carga 
Chaveada
VCFC
VVFC
VVFV-FC
VVFV-FV
 
Figura 21. Esquemas Típicos de SCEE 
 
 Os sistemas VVFV utilizam normalmente turbinas a passo variável 
acionando geradores assíncronos ou síncronos e podem ser subdivididos em 
sistemas com carga a freqüência constante e carga a freqüência variável. Os 
esquemas com carga a freqüência constante apresentam um certo nível de controle 
de freqüência e tensão, e prevêem um estágio de armazenamento intermediário (por 
exemplo, baterias). Tem suas aplicações em estações repetidoras, estações de 
sinalização, fornecimento de eletricidade a pequenas comunidades rurais ou 
isoladas, entre outras. Os sistemas VVFV, que operam com carga a freqüência 
variável, pressupõem que o nível de armazenamento é procedido em outra forma 
energética que não a elétrica, e, portanto a carga é sujeita as variações naturais do 
aproveitamento eólico. Estes esquemas se prestam para transformação de energia 
elétrica em energia térmica (por exemplo: aquecimento ambiental, granjas, etc.) ou 
para bombeamento d'água ou em sistemas de refrigeração.Os maiores benefícios que justificam a operação de uma turbina a 
velocidade variável podem ser resumidos em (Freris, 1990; Manwell e outros, 
1991): 
 21 
• maior aproveitamento de energia perante flutuações das fontes primárias de 
energia; 
• baixos picos de conjugado na estrutura mecânica; 
• engrenagens mais baratas; 
• sistemas mecânicos de amortecimento dispensáveis, já que a interface elétrica 
pode proporcionar o amortecimento necessário; 
• alta eficiência energética, pelo aproveitamento ótimo das características dos 
órgãos primários de energia; 
• problemas de sincronização com a rede convencional são evitados; 
• geração de energia elétrica com qualidade e compatível com os sistemas de 
geração convencionais; 
• maior flexibilidade operacional nos processos de partida e frenagem; 
• redução de ruídos. 
 
4.1. Acoplamento de Cargas e Estratégias de Controle 
 
 O ponto de operação de um SCEE para uma dada velocidade de vento é 
determinado pela interseção das características conjugado versus velocidade dos 
subsistemas acionante (turbina eólica) e acionado (gerador e carga elétrica), 
Tt(wt,V) = Tc(wt) . O sistema acionado determinado pela aplicação pretendida da 
energia, possui características de conjugado, geralmente dependente da rotação. 
Contudo o acoplamento destas características está intimamente ligado ao 
esquema/aplicação. 
 
 O critério básico para o acoplamento de cargas é tornar a característica 
Tc(wt) da carga o mais próxima possível da característica Tt(wt,V) da turbina para 
λ=λo; isto significa ter a turbina operando a máxima eficiência, como ilustrado na 
Figura 22. Nesta figura as características da potência elétrica gerada por um 
alternador alimentando um barramento de CC em diversos níveis de tensão é 
comparada à de uma turbina eólica incluindo a região de controle de passo. A 
operação a relação de velocidades constantes pressupõe uma característica de 
potência variando com o cubo da velocidade; na prática, torna-se difícil obter 
conversores de energia que respondam de tal maneira. Em vista disto, o problema 
de adaptação de características dos dois subsistemas se resume a aproximar a curva 
de potência da carga da curva de máxima potência da turbina para velocidades de 
vento que abranjam maior conteúdo energético local. 
 
 Do ponto de vista do projeto de SCEE, esta adaptação de características 
pode ser obtida por: 
• Escolha da relação de transmissão mecânica entre turbina e gerador elétrico; 
• Dimensionamento adequado da carga; 
• Utilização adequada das características do gerador (ajuste de excitação, por 
exemplo). 
 
 Através destes métodos pode-se proporcionar um funcionamento bastante 
próximo da curva de máxima potência da turbina, sem atingir a região de 
instabilidade e, adequado com o regime de vento local. Este procedimento é 
denominado o acoplamento estático de cargas. 
 
 22 
 Além da preocupação com o ponto de operação do SCEE o acoplamento 
estático deve possibilitar a partida da turbina eólica. Durante o processo de partida, 
o conjugado da turbina deve exceder o conjugado do sistema acionado e, neste 
caso, a escolha da relação de transmissão tem efeito significativo. O aumento da 
relação de transmissão tende a reduzir a velocidade de partida do sistema, VC. 
 
 Definida a estratégia de acoplamento de cargas, a análise do desempenho do 
sistema deve procurar identificar a taxa de variação da energia extraível dos ventos 
no provável local de instalação. Neste sentido, a distribuição da freqüência de 
ocorrência de uma velocidade de vento é imprescindível para a determinação da 
escala de velocidades de maior conteúdo energético. 
 
 Além de objetivar a maximização da energia extraível, o acoplamento de 
cargas deve garantir a operação dos diversos componentes do sistema em pontos de 
máxima eficiência. A extração de uma maior quantidade energética deve implicar 
numa conversão desta energia em trabalho útil, com máxima eficiência, estabili-
dade, confiabilidade e segurança. Portanto, a avaliação do desempenho dos 
componentes do subsistema acionado é necessária ao funcionamento otimizado do 
SCEE como um todo. Neste sentido, as características de aplicação pretendida da 
energia são determinantes no diagnóstico do comportamento do sistema. 
 
 
Figura 22. Acoplamento entre características do gerador e turbina 
 
 Dentre as estratégias de controle de sistemas eólicos de pequeno porte para 
fornecimento de eletricidade, aquelas relativas à ação sobre o gerador elétrico são 
as mais eficientes. Entre elas destacam-se o controle no campo e o controle na 
 23 
armadura. Além do controle no campo, a própria autoexcitação do gerador tem se 
apresentado como solução ao problema de um melhor acoplamento de cargas. 
 
 O controle de campo ou de armadura tem sido implementado, 
principalmente, através de duas estratégias: realimentação de velocidade ou 
realimentação de potência. A realimentação de velocidade consiste na operação do 
sistema a relação de velocidades constante, pelo monitoramento da rotação da turbi-
na em sintonia com a velocidade de vento. A realimentação de potência atinge o 
mesmo objetivo pelo controle de potência gerada em função da característica 
cúbica do rotor eólico, como ilustrado na Figura 23. 
 
 A eficiência de ambos os esquemas é dependente do projeto do controlador 
e da eficácia deste em garantir o acoplamento ótimo dinamicamente, aproveitando 
ao máximo a energia contida nas flutuações de velocidade de vento. O esquema de 
realimentação de potência, contudo, apresenta problemas de partida do SCEE. A 
realimentação de velocidade além de constituir um esquema mais simples, 
apresenta maior eficiência, apesar deste ganho ser pouco substancial, 
principalmente se o projeto do controlador não for otimizado. 
 
5. Arquitetura de Sistemas Eólicos a Velocidade Variável 
 
 Embora muitos esquemas tenham sido sugeridos para sistemas eólicos a 
velocidade variável, estes podem ser agrupados em duas categorias: sistemas de 
variação discreta de velocidade e sistemas de variação contínua de velocidade. Os 
sistemas de variação contínua ainda podem ser divididos em quatro principais 
categorias: (i) mecânicos, (ii) eletromecânicos; (iii) elétricos; (iv) eletrônicos. Um 
esquema apresentando os tipos destas várias opções é apresentado na Tabela II. 
 
 24 
 
Figura 23. Estratégias de Controle em um SCEE: 
a.) Realimentação de potência. 
b.) Realimentação de velocidade. 
 
 
Tabela II 
 ARQUITETURA DE SISTEMAS A VELOCIDADE VARIÁVEL 
Sistemas Discretos Sistemas Contínuos 
Gerador de Pólo 
Conseqüente 
Mecânico Eletromecâ
nico 
Elétrico Eletrônica 
de Potência 
Gerador de Duplo 
Enrolamento 
Transmiss
ão 
Hidráulica 
Estator 
Girante 
Gerador de Alto 
Escorregamento 
 
Múltiplos Geradores Transmiss
ão 
Variável 
 Gerador de Dupla 
Excitação 
 
Modulação de Pólos 
 
 Os sistemas de variação discreta de velocidade incluem sistemas elétricos onde 
múltiplos geradores são utilizados, com diferentes números de pólos ou com diferentes 
caixas de multiplicação de velocidades. Nesta categoria situam-se os geradores com 
diferentes números de pólos (pólos conseqüentes ou duplos enrolamentos) e aqueles que 
operam com modulação de amplitude de pólos. 
 
 A segunda categoria de sistemas é aqueles que permitem que a velocidade varie 
continuamente. Isto pode ser obtido por diversas maneiras: mecanicamente, 
eletricamente, mecanico-eletricamente e com uso da eletrônica de potência. Os métodos 
mecânicos são representados por sistemas de transmissão hidráulica ou de transmissão 
de relação variável. um exemplo de sistemas eletromecânicos é aquele no qual o estator 
 25 
do gerador também gira. Exemplos de sistemas de categoria elétrica incluem os 
geradoresde indução de alto escorregamento e aqueles de duplo estator. 
 
 A categoria da eletrônica de potência contém um grande número de opções 
possíveis, sendo que as mais comuns usam geradores síncronos e geradores de indução 
de rotor bobinado, apesar de que todos os estudos indicam a máquina de indução de 
rotor em barras como a mais adequada para estas aplicações. A eletrônica de potência 
possibilita a retificação de parte ou toda a potência ativa do gerador, o controle da 
velocidade rotacional e o fornecimento e controle da potência reativa. Entre suas 
inúmeras alternativas se destacam os conversores PWM e os conversores ressonantes 
como dispositivos de controle e modulação da energia elétrica gerada. 
 
 
6. Tecnologias de Turbinas Eólicas Conectadas na Rede Elétrica 
 
A conversão de energia mecânica em energia elétrica em turbinas eólicas para conexão 
com redes elétricas é promovida pelo uso de geradores trifásicos de corrente alternada 
síncronos ou assíncronos, em diversas arquiteturas como ilustrado na figura 24. O uso 
de cada tipo de gerador é função de uma série de fatores que consideram normalmente: 
- as características de amortecimento; 
- a capacidade de consumo ou fornecimento de potência reativa; 
- a manutenção de corrente de curto-circuito; 
- a robustez de sua construção; 
- a possibilidade de projeto de estruturas com alto número de pólos; 
- os custos de aquisição e de operação; 
- as dificuldades de sincronismo com a rede elétrica. 
A conexão direta na rede em sistemas que operam a velocidade constante pressupõe 
normalmente o uso de múltiplos geradores com diversos números de pólos para permitir 
excursionar em uma faixa mais ampla de velocidade. Neste tipo de conexão, o amplo 
uso de gerador de indução em gaiola se justifica pela facilidade de sincronismo com a 
rede elétrica e pela baixa contribuição a curtos-circuitos. Em contra-partida, estes 
sistemas por estarem mais rigidamente conectados a redes elétricas são mais 
susceptíveis a variações de tensão (perda de excitação em geradores de indução) e a 
problemas de estabilidade (pouco amortecimento de geradores síncronos). 
Em sistemas de conversão de energia eólica a velocidade variável, a conexão na rede é 
feita normalmente pela utilização de conversores estáticos e prioritariamente com uso 
de barramentos intermediários em corrente contínua, que é tecnologia dominante nos 
sistemas de conversão de freqüência. A conexão estática permite o controle de potência 
reativa, o amortecimento ativo das flutuações de potência ativa, a minimização da 
injeção de harmônicos (dependente da tecnologia a ser utilizada) e a operação com 
máxima eficiência energética, facilitando a integração em redes fracas. 
O uso de geradores síncronos, apesar de custos iniciais e de operação mais elevados, se 
justifica pela possibilidade da aplicação de retificadores a comutação natural (mais 
baratos) e pela possibilidade de projetos com alto número de pólos que permitem a 
redução das relações de transmissão mecânica e mesmo produzindo estruturas sem 
caixas de transmissão (como os modelos de turbinas eólicas comercializadas pela 
Enercon). 
A aplicação de geradores de indução com rotor em gaiola são competitivas pela 
robustez, mas agregam a necessidade de retificadores a comutação forçada. Estes 
 26 
conversores são projetados para uma potência aparente mais elevada, em face do 
consumo de potência reativa. 
A aplicação de geradores de indução com rotor bobinado, em sua estrutura mais 
eficiente com dupla alimentação, apesar de custos iniciais e de operação mais elevados, 
permitem a especificação de conversores estáticos com potência aparente bastante 
inferior (cerca de 30 a 40% da potência nominal da máquina), o que justifica o elevado 
número de modelos disponíveis no mercado. Os geradores de indução duplamente 
excitados permitem uma excursão de velocidade de ±20% em torno do valor nominal, 
quando operando em regiões sub e supersíncrona, o que limitaria sua capacidade de 
otimização energética. Além disto, ao utilizar um conversor de menor potência, possui 
menor capacidade de integração às estratégias de controle de tensão das redes elétricas 
onde encontra-se conectado. 
 
 
Máquinas Síncronas Máquinas Assíncronas 
 
Conexão direta na rede de gerador síncrono 
 
Conexão direta na rede de gerador de indução de 
gaiola 
 
Conexão na rede via barramento CC de gerador 
síncrono 
 
Conexão na rede via barramento CC de gerador 
de indução de gaiola 
 
Conexão na rede via barramento CC de gerador 
síncrono sem caixa de transmissão 
 
Conexão na rede via barramento CC de gerador 
de indução duplamente excitado 
 
 27 
Figura 24. Arquiteturas de Sistemas Eólicos Conectados na Rede Elétrica 
 
 
 
7. Qualidade da Energia em Sistemas de Conversão de Energia Eólica 
 
Estudo referente à qualidade da energia elétrica tem sido desenvolvido no Brasil há 
algumas décadas, contudo o impacto da instalação de turbinas eólicas na rede elétrica é 
tema relativamente recente e vários trabalhos foram conseqüência da implantação das 
primeiras usinas eólicas no país, principalmente a Usina do Morro do Camelinho 
(CEMIG) e a Usina de Taiba (COELCE). Estes trabalhos enfocaram, em caráter 
experimental, a avaliação da qualidade da energia gerada (DEWI, 1997) e já indicavam 
as conseqüências do contínuo avanço tecnológico dos artefatos eólicos e de sua ampla 
utilização (Bronzeado et al., 1998; Silva et al., 1999; Junior et al., 1999). 
Em termos nacionais, pouco se tem contribuído na direção da definição de critérios de 
conexão de turbinas eólicas ou fazendas eólicas, frente aos diversos trabalhos já 
desenvolvidos e em desenvolvimento que buscam a caracterização de sítios promissores 
e do levantamento de potencial eólico nos estados brasileiros. 
Em termos internacionais diversos trabalhos foram desenvolvidos recentemente 
(EUREC, 1996) e outros se encontram em fase de conclusão (EPRI: "Laboratory Trials 
of Proposed IEEE P1547: Standard for Distributed Resources Interconnected with 
Electric Power Systems"). Os focos principais dos trabalhos recentemente divulgados 
estão na compreensão dos distúrbios causados, no impacto das novas tecnologias ou em 
estudo de casos. 
Os principais distúrbios causados à rede pela conexão das fontes eólicas, que podem 
afetar significativamente a qualidade da energia fornecida, são: 
• Consumo excessivo de energia reativa: as unidades geradoras são principalmente 
máquinas de indução, que além de consumir transitoriamente uma alta corrente de 
magnetização, demandam contínuo suprimento de reativos (Jenkins, 1993); 
• Variações no perfil de tensão fornecida aos consumidores próximos: os fluxos de 
potências ativa e reativa variáveis, conseqüência de um regime de ventos aleatório e 
de condições particulares de operação (entradas e desligamento de unidades 
geradoras), provocam variações significativas de tensão (Boulaxis et al., 2002; Silva 
et. al., 1999; Thiringer, 1996; Gerdes e Santjer, 1996); 
• Sobretensões e sobrefrequências: desconexão de parte do sistema elétrico da rede 
que se conecta com a usina eólica, caracteriza uma situação denominada 
"ilhamento". Nestas condições, importantes transitórios podem ocorrer, com 
conseqüências danosas aos consumidores, ao sistema elétrico da concessionária e 
aos equipamentos da usina eólica (Jenkins, 1993; Demoulias e Dokopoulos, 1996); 
• Injeção de harmônicos: muitas turbinas eólicas utilizam conversores estáticos para 
ou regular a corrente inicial de magnetização de seus geradores de indução ("soft-
starting") ou para operação a velocidade variável (maximização do aproveitamento 
energético). Estes conversores fornecem correntes harmônicas que, dependendo da 
impedância do sistema elétrico, podem amplificar distorções harmônicas (Thiringer, 
1996; Gerdes e Santjer, 1996; Chen e Spooner,2001); 
• Flutuações de tensão: as variações de potências ativa e reativa e as condições de 
chaveamento aleatório de unidades geradoras em grande parque eólico podem 
provocar flutuações de tensão que geram cintilação luminosa ("flicker"), (Saad-
Saoud e Jenkins, 1999; Feijóo e Cidrás, 1999; Thiringer, 1996; Gerdes e Santjer, 
1996). 
 28 
A solução para esses problemas pode vir da combinação de várias ações, tais como, 
forma de operação dos geradores, alterações nos componentes da rede elétrica, seleção 
do tipo de conexão dos geradores à rede elétrica, adição de novos equipamentos, 
avaliação do regime de ventos local, seleção da tecnologia de sistemas eólicos a ser 
utilizada, entre outras. Contudo são extremamente dependentes das características dos 
equipamentos, do sistema e do sítio de instalação do parque eólico (Jangamshetti e Rau, 
1999 e 2001). 
A topologia do sistema é um dos aspectos importantes em relação aos problemas que as 
fontes eólicas podem causar. Portanto, em áreas passíveis de instalação de parques 
eólicos, é importante que as normas e diretrizes para expansão do sistema já considere 
essa possibilidade (Wang e Billinton, 2001). 
Vários estudos de casos disponíveis na literatura técnica podem auxiliar no 
desenvolvimento metodológico deste projeto. Dentre os estudos analisados, citamos os 
seguintes: 
• Power Quality and Integration of Wind Farms in Weak Grids in India – P. Sorensen, 
P.H. Madsen, K.K.Jensen, K.A Fatima, A.K.Unnikrishnan and Z.V. Lakaparampil. 
• Influence of Weak Grids on Turbines and Economics of Wind Power Plants in India 
– B.Rajsekhar, F. VanHulle and D. Gupta. 
• Measurements of Power Quality of Wind Farms in Tamil Nadu and Gujarat - P. 
Sorensen, A.K.Unnikrishnan and Z.V. Lakaparampil. 
• Power Control for Wind Turbines in Weak Grids – Bindner, H. 
• Power Control for Wind Turbines in Weak Grids – Madeira Case - Bindner, H., 
A.I.Estanqueiro, D. de Freitas. 
• Madeira Island Case – Estanqueiro, A.I., J.M Ferreira de Jesus. 
• Power Control Concept Development and Its Application to Madeira Island Case 
Study - Estanqueiro, A.I., J.M Ferreira de Jesus. 
 
 
Referências Bibliográficas 
 
1. Boulaxis, N.G., Papathanassiou, S.A. and Papadopoulos, M.P., "Wind turbine 
effect on the voltage profile of distribution networks", Renewable Energy, 
25, 2002, p.401-415. 
2. Bronzeado, H.S.; Rosas, P.A.C.; Feitosa, E.A.N. & Miranda, M.S. "Behavior 
of Wind Turbines under Brazilian Wind Conditions and Their Interaction 
with the Grid", Proceedings of 8th Conference on Harmonics and Quality of 
Power, Athens, Oct/1998, p. 906-910. 
3. Chen, Z. and Spooner, E., "Grid power quality with variable speed wind 
turbines", IEEE Trans. on Energy Conversion Vol.16, No. 2, June/2001. 
4. Demoulias, C.S. and Dokopoulos, P., "Electrical transients of windturbines in 
a small power grid", IEEE Trans. on Energy Conversion Vol.11, No. 3, 
Sept/1996. 
5. DEWI, "Power quality measurement and wind turbine operational 
improvement at the CEMIG Morro do Camelinho wind farm", NR97 0808, 
Dec/1997. 
6. EUREC- Agency, "Electrical power quality measurement procedure", 
European Wind Turbine Standards, Vol. 7, Feb/1996. 
 29 
7. Feijóo, A. and Cidrás, J. "Analysis of mechanical power fluctuations in 
asynchronous WEC's", IEEE Trans. on Energy Conversion Vol.14, No. 3, 
Sept/1999, p.284-291. 
8. Gerdes, G. and Santjer, F. "Power quality of wind turbines and their 
interaction with the grid", DEWI, 1996. 
9. IEC 61400-21, "Wind turbine generators systems - Part 21: Measurements 
and assessment of power quality characteristics of grid connected wind 
turbines", IEC, Dec/2001. 
10. IEEE Std. 1021-1988, "Recommended Practice for Utility Interconnection of 
Small Wind Energy Conversion Systems", IEEE, Nov/1987. 
11. IEEE Std. 1094-1991, "Recommended Practice for Electrical Design and 
Operations of Windfarm Generating Stations", IEEE, April/1991. 
12. Jangamshetti, S. H. And Rau, V. G., "Optimum siting of wind turbine 
generators", IEEE Trans. on Energy Conversion Vol.16, No. 1, March/2001, 
p.8-13. 
13. Jangamshetti, S. H. And Rau, V. G., "Site matching of wind turbine 
generators: a case study", IEEE Trans. on Energy Conversion Vol.14, No. 4, 
Dec/1999, p.1537-1543. 
14. Jenkins, N., "Engineering wind farms", Power Engineering Journal, 
April/1993, p.53-60, 
15. Junior, K.R.A., Medeiros, M.O. & Montezuma, F., "Monitoramento da 
qualidade da energia no ponto de acoplamento da fazenda eólica de Taiba", 
Anais do III Seminário Brasileiro sobre Qualidade da Energia Elétrica, 
Brasília, Agosto/99, p. 195-200. 
16. Papathanassiou, S. A. and Papadopoulos, M. P., "Mechanical stresses in 
fixed-speed wind turbines due to network disturbances", IEEE Trans. on 
Energy Conversion Vol.16, No. 4, Dec/2001. 
17. Saad-Saoud, Z. and Jenkins, N., "Models for predicting flicker induced by 
large wind turbines", IEEE Trans. on Energy Conversion Vol.14, No. 3, 
Sept/1999. 
18. Silva, S.R.; Medeiros, N.A., Cardoso Filho, B.J., Barbosa, A.L.B. & Costa, 
H.F., "Qualidade da energia elétrica gerada em usinas eólicas: uma 
avaliação", Anais do III Seminário Brasileiro sobre Qualidade da Energia 
Elétrica, Brasília, Agosto/99, p. 422-427. 
19. Thiringer, T., "Power quality measurements performed on a low-voltage grid 
equipped with wind turbines", IEEE Trans. on Energy Conversion Vol.11, 
No. 3, Sept/1996. 
20. Wang, P. and Billinton, R., "Reliability benefit analysis of adding WTG to a 
distribution system", IEEE Trans. On Energy Conversion Vol.16, No. 2, 
June/2001. 
21. Mapeamento do Potencial Eólico do Estado da Bahia em Resolução de 1 km 
x 1 km, Relatório Final, outubro/2001. Projeto de P&D da Coelba ciclo 
1999/2000. 
22. Resoluções da ANEEL sobre aprovação de geração eólica no Nordeste. 
 
 30 
	ENERGIA EÓLICA
	TABELA I
	
	
	Tabela II
	ARQUITETURA DE SISTEMAS A VELOCIDADE VARIÁVEL
	Sistemas Contínuos