Rafael Rorato Londero

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ii 
 
UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ 
INSTITUTO DE TECNOLOGIA 
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
Rafael Rorato Londero 
 
 
 
Avaliação do Impacto da Integração de Aerogeradores 
na Estabilidade de Tensão de Longo-Prazo em Sistemas 
Elétricos de Potência 
 
 
 
 
TD 106 / 2014 
 
 
 
 
UFPA / ITEC / PPGEE 
Campus Universitário do Guamá 
Belém-Pará-Brasil 
2014 
iii 
 
UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ 
INSTITUTO DE TECNOLOGIA 
 PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
 
Rafael Rorato Londero 
 
 
 
 
Avaliação do Impacto da Integração de Aerogeradores na Estabilidade de 
Tensão de Longo-Prazo em Sistemas Elétricos de Potência 
 
 
 
 
Tese submetida à Banca 
Examinadora do Programa de 
Pós-Graduação em Engenharia 
Elétrica da UFPA para a 
obtenção do Grau de Doutor em 
Engenharia Elétrica na área de 
Sistemas de Energia. 
 
 
 
UFPA / ITEC / PPGEE 
Campus Universitário do Guamá 
Belém – Pará – Brasil 
2014 
iv 
 
UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ 
INSTITUTO DE TECNOLOGIA 
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
AVALIAÇÃO DO IMPACTO DA INTEGRAÇÃO DE AEROGERADORES NA 
ESTABILIDADE DE TENSÃO DE LONGO-PRAZO EM SISTEMAS ELÉTRICOS 
DE POTÊNCIA 
 
AUTOR: RAFAEL RORATO LONDERO 
TESE DE DOUTORADO SUBMETIDA À AVALIAÇÃO DA BANCA 
EXAMINADORA PELO COLEGIADO DO PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO 
EM ENGENHARIA ELÉTRICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ E 
JULGADA ADEQUADA PARA OBTENÇÃO DO GRAU DE DOUTOR EM 
ENGENHARIA ELÉTRICA NA ÁREA DE SISTEMAS DE ENERGIA ELÉTRICA. 
BANCA EXAMINADORA: 
 
Profa. Dra. Carolina de Mattos Affonso 
(ORIENTADOR – UFPA) 
 
Prof. Dr. João Paulo Abreu Vieira 
(CO-ORIENTADOR – UFPA) 
 
Prof. Ph.D. Glauco Nery Taranto 
(MEMBRO – UFRJ) 
 
Prof. Dr. Selênio Rocha Silva 
(MEMBRO – UFMG) 
 
Prof. Dr. Marcus Vinicius Alves Nunes 
(MEMBRO – UFPA) 
 
Prof. Dr. Ubiratan Holanda Bezerra 
(MEMBRO – UFPA) 
VISTO: 
 
 
Prof. Dr. Evaldo Gonçalves Pelaes 
(COORDENADOR DO PPGEE/ITEC/UFPA) 
v 
 
DEDICATÓRIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Dedico este trabalho aos meus 
familiares e amigos que contribuíram 
direta ou indiretamente para a 
realização do mesmo. 
 
 
vi 
 
AGRADECIMENTOS 
 
Em primeiro lugar agradeço a meus pais Raul José Londero e Leda Inês Rorato 
Londero, por todo o apoio durante a minha vida. Agradeço pela formação moral que 
me foi dada e pela oportunidade de ter uma formação profissional, pois sem o incentivo 
deles nada teria sido possível. 
Agradeço a Professora Carolina Mattos, pela orientação que me foi dada para 
realização desta tese, e ao Professor João Paulo pelas inúmeras discussões produtivas 
sobre o assunto. 
Agradeço aos companheiros do GSEI pela ajuda e sugestões na pesquisa e ao 
ambiente de trabalho que fora oferecido. 
Agradeço ao CNPq pelo incentivo financeiro. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
vii 
 
SUMÁRIO 
 
1. INTRODUÇÃO.......................................................................................... 1 
1.1 A Energia Eólica no Brasil e no Mundo................................................. 1 
1.2 Motivação............................................................................................... 6 
1.3 Objetivos................................................................................................. 9 
1.4 Revisão Bibliográfica............................................................................. 11 
1.5 Estrutura da Tese.................................................................................... 18 
1.6 Trabalhos Publicados.............................................................................. 20 
 
2. SISTEMAS EÓLICOS............................................................................... 21 
2.1 Introdução............................................................................................... 21 
2.2 Sistemas Eólicos a Velocidade Constante.............................................. 22 
2.3 Sistemas Eólicos a Velocidade Variável................................................ 23 
2.4 Principais Componentes de um Sistema Eólico..................................... 24 
2.5 Turbina Eólica........................................................................................ 25 
2.5.1 Controle de Posição das Pás da Turbina Eólica......................... 31 
2.6 Caixa de Engrenagens............................................................................ 33 
2.7 Gerador................................................................................................... 34 
2.7.1 Gerador de Indução em Gaiola.................................................... 36 
2.7.2 Gerador de Indução Duplamente Excitado.................................. 37 
2.7.3 Gerador Síncrono com Conversor de Capacidade Nominal........ 39 
2.8 Conclusões.............................................................................................. 40 
 
3. ESTABILIDADE DE TENSÃO................................................................ 42 
3.1 Introdução............................................................................................... 42 
3.2 Conceitos de Estabilidade de Tensão e Segurança de Tensão................ 43 
3.3 Classificação da Estabilidade de Tensão................................................ 48 
3.4 Mecanismo da Instabilidade de Tensão................................................. 50 
3.5 Curva PV................................................................................................ 52 
3.6 Análise Estática e Dinâmica................................................................... 63 
3.7 Conclusões.............................................................................................. 63 
 
viii 
 
4. GERADOR DE INDUÇÃO DUPLAMENTE EXCITADO.................. 65 
4.1 Introdução.............................................................................................. 65 
4.2 Modelo do DFIG para Estudos em Regime Permanente....................... 66 
4.3 Considerações na Modelagem para Estudos de Estabilidade................ 67 
4.4 Representação do Gerador de Indução.................................................. 69 
4.5 Representação da Turbina Eólica e Controle de Passo......................... 74 
4.6 Representação do Sistema Mecânico.................................................... 79 
4.7 Representação dos Conversores e do Link CC..................................... 82 
4.8 Estratégia de Controle para o GSC....................................................... 87 
4.9 Estratégia de Controle para o RSC........................................................ 93 
4.10 Cálculo dos Limites dos Conversores e Curva de Capacidade........... 97 
4.10.1 Limite da Corrente do Rotor..................................................... 99 
4.10.2 Limite da Corrente do Estator.................................................. 101 
4.10.3 Limite da Tensão do Rotor........................................................ 102 
4.10.4 Definição dos Limites de Potência Reativa do DFIG............... 104 
4.10.5 Potências Ativa e Reativa Totais fornecida pelo DFIG............ 105 
4.11 Cálculo dos Limites das Malhas de Controle do RSC........................ 112 
4.11.1 Malha de Controle de Potência Ativa....................................... 113 
4.11.2 Malha de Controle de Potência Reativa................................... 114 
4.11.3 Avaliação dos Termos ............. 114 
4.12 Conclusões........................................................................................... 115 
 
5. GERADOR SÍNCRONO COM CONVERSOR DE CAPACIDADE 
NOMINAL.................................................................................................. 
 
117 
5.1 Introdução.............................................................................................. 117 
5.2 Modelo do Gerador Síncronocom Rotor Bobinado.............................. 118 
5.3 Malha de Controle da Tensão do Capacitor........................................... 119 
5.4 Malha de Controle do Inversor.............................................................. 123 
5.5 Curva de Capacidade do FRC................................................................ 128 
5.6 Conclusões............................................................................................. 131 
 
6. RESULTADOS........................................................................................... 132 
6.1 Introdução............................................................................................... 132 
ix 
 
6.2 Sistema Teste.......................................................................................... 133 
6.3 Impactos Causados pela Integração de Aerogeradores SCIG e DFIG.... 134 
6.3.1 Abertura de uma Linha de Transmissão no Trecho 6-7................. 135 
6.3.2 Aumento de Carga de 20%............................................................. 137 
6.4 Impacto dos Diferentes Modos de Controle do DFIG............................ 139 
6.4.1 Cenário 1: Carga Estática.............................................................. 140 
6.4.2 Cenário 2: Carga Estática e Dinâmica ......................................... 143 
6.5 Contribuição de Aerogeradores a Velocidade Variável para Suporte de 
Potência Reativa....................................................................................... 
145 
6.6 Contribuição do GSC para a Estabilidade de Tensão de Longo-Prazo... 150 
6.6.1 Impacto do Nível de Penetração Eólica.......................................... 151 
6.6.2 Nível de Penetração Intermediário (15,3%)................................... 153 
6.7 Conclusões.............................................................................................. 157 
 
7. CONCLUSÕES FINAIS E TRABALHOS FUTUROS.......................... 159 
7.1 Considerações Finais.............................................................................. 159 
7.2 Integração de Aerogeradores SCIG e DFIG........................................... 159 
7.3 Modos de Controle: Fator de Potência ou Tensão Terminal.................. 160 
7.4 Contribuição de Aerogeradores para o Suporte de Potência Reativa...... 160 
7.5 Contribuição do GSC para a Estabilidade de Tensão de Longo-Prazo... 161 
7.6 Conclusões Finais................................................................................... 161 
7.7 Trabalhos Futuros................................................................................... 166 
 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS................................................................. 167 
 
ANEXO – DADOS DO SISTEMA TESTE......................................................... 177 
 
 
 
 
 
 
x 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 1.1: Crescimento da capacidade total instalada em energia eólica pelo 
mundo.......................................................................................................................... 
2 
Figura 1.2: Evolução da capacidade eólica total instalada no Brasil......................... 4 
Figura 1.3: Matriz Elétrica Brasileira 2013................................................................ 5 
Figura 1.4: Complementaridade das fontes hídrica-eólica na região nordeste......... 6 
Figura 2.1: Estrutura de um aerogerador de eixo horizontal...................................... 24 
Figura 2.2: Representação aerodinâmica de uma turbina eólica................................ 27 
Figura 2.3: Elemento de seção da pá na posição ..................................................... 28 
Figura 2.4: Forças atuantes em um elemento de seção da pá..................................... 29 
Figura 2.5: Evolução da potência das turbinas eólicas com o aumento do diâmetro 31 
Figura 2.6: Controle Estol: o aumento do ângulo de ataque proporciona um 
maior descolamento do escoamento sobre a pá........................................................... 
32 
Figura 2.7: Curva de potência para aerogeradores com potência de 850 kW............ 33 
Figura 2.8: Divisão do mercado eólico entre os maiores fabricantes em 2012.......... 35 
Figura 2.9: Gerador de indução em gaiola conectado diretamente a rede elétrica..... 36 
Figura 2.10: Gerador de indução duplamente excitado ligado a rede elétrica........... 37 
Figura 2.11: Gerador síncrono com conversor de capacidade nominal ligado a rede 
elétrica.......................................................................................................................... 
40 
Figura 3.1: Classificação da estabilidade de tensão................................................... 48 
Figura 3.2: Sistema de potência elementar................................................................. 53 
Figura 3.3: Curva PV e definição da margem de estabilidade de tensão MET......... 55 
Figura 3.4: Definição da Capacidade de Transmissão Disponível CTD.................... 58 
Figura 3.5: Evolução do máximo carregamento para diferentes cargas ( ).......... 60 
Figura 3.6: Aumento da demanda da carga para carga do tipo potência constante... 62 
Figura 3.7: Limite de Estabilidade............................................................................. 62 
Figura 4.1: Janela de tempo dos fenômenos de estabilidade nos sistemas de 
potência........................................................................................................................ 
68 
Figura 4.2: Modelo dinâmico de ordem reduzida do DFIG....................................... 73 
Figura 4.3: Curvas ................................................................................... 76 
Figura 4.4: Potência mecânica para várias velocidades de ventos e .............. 76 
Figura 4.5: Malha de controle de passo da turbina eólica.......................................... 77 
xi 
 
Figura 4.6: Sistema de controle do DFIG................................................................... 78 
Figura 4.7: Sistema mecânico representado por duas massas.................................... 80 
Figura 4.8: Diagrama de blocos para o modelo duas massas do eixo mecânico........ 80 
Figura 4.9: Conversores e link CC............................................................................ 82 
Figura 4.10: Cálculo de para estratégia de controle do GSC................................ 85 
Figura 4.11: Malhas de controle para o GSC............................................................. 91 
Figura 4.12: Estratégia de controle do RSC.............................................................. 93 
Figura 4.13: Malhas de controle de potência ativa e reativa para o DFIG................. 96 
Figura 4.14: Quadripolo representativo do gerador de indução................................. 97 
Figura 4.15: Curva de capacidade do DFIG considerando apenas o RSC (terminal 
igual a 1 p.u.)............................................................................................................... 
110 
Figura 4.16: Curva de referência do DFIG............................................ 111 
Figura 4.17: Curva de capacidade para diferentes valores de tensão terminal.......... 112 
Figura 4.18: Curva de capacidade completa para tensão terminal igual a 1 p.u....... 112 
Figura 5.1: Diagrama de blocos do gerador síncrono de polos salientes................... 119 
Figura 5.2: Chopper tipo boost................................................................................... 120 
Figura 5.3: Diagrama de blocos da malha de controle do chopper............................ 122 
Figura 5.4: Representação do inversor de tensão....................................................... 123 
Figura 5.5: Estratégia de controle para o inversor...................................................... 124 
Figura 5.6: Malhas de controle do inversor................................................................126 
Figura 5.7: Limitação de corrente do inversor........................................................... 127 
Figura 5.8: Sistema de controle do FRC.................................................................... 128 
Figura 5.9: Curva de capacidade do DFIG e FRC para tensão terminal igual 1 p.u. 130 
Figura 5.10: Curvas de capacidade considerando a capacidade do inversor do FRC 
igual a 1 MVA............................................................................................................. 
131 
Figura 6.1: Diagrama unifilar do sistema teste........................................................... 133 
Figura 6.2: Regime de ventos..................................................................................... 133 
Figura 6.3: Comportamento das variáveis do gerador G3.......................................... 135 
Figura 6.4: Tensões nas barras de carga..................................................................... 136 
Figura 6.5: Potência reativa fornecida/consumida pela barra de geração eólica........ 136 
Figura 6.6: Tensões nas barras de carga..................................................................... 137 
Figura 6.7: Efeito da comutação dos taps do OLTC.................................................. 138 
Figura 6.8: Curvas PV................................................................................................ 139 
xii 
 
Figura 6.9: Tensão na barra 11................................................................................. 141 
Figura 6.10: Tensão na barra 8................................................................................... 141 
Figura 6.11: Corrente de campo de G3...................................................................... 141 
Figura 6.12: Posição do tap........................................................................................ 142 
Figura 6.13: Potência reativa fornecida pelo DFIG................................................... 142 
Figura 6.14: Curva PV da barra 8............................................................................... 143 
Figura 6.15: Tensão na barra 11................................................................................. 143 
Figura 6.16: Tensão na barra 8................................................................................... 143 
Figura 6.17: Corrente de campo do gerador G3........................................................ 144 
Figura 6.18: Posição do tap........................................................................................ 144 
Figura 6.19: Potência reativa absorvida pelos motores.............................................. 145 
Figura 6.20: Curva PV da barra 8............................................................................... 145 
Figura 6.21: Sistema teste modificado com parque eólico transferido para a barra 2 146 
Figura 6.22: Regimes de vento com velocidades altas e baixas................................. 146 
Figura 6.23: Tensão na barra 8 durante condições de altas velocidades.................... 147 
Figura 6.24: Tensão na barra 8 durante condições de baixas velocidades................. 147 
Figura 6.25: Potência reativa injetada pelo DFIG durante condições de altas 
velocidades................................................................................................................... 
148 
Figura 6.26: Potência reativa injetada pelo DFIG durante condições de baixas 
velocidades................................................................................................................... 
148 
Figura 6.27: Potência reativa injetada pelo FRC durante condições de baixas 
velocidades................................................................................................................... 
149 
Figura 6.28: Potência reativa injetada na barra 2 durante condições de baixas 
velocidades................................................................................................................... 
149 
Figura 6.29: Curva PV da barra 8 durante condições de baixas velocidades............. 149 
Figura 6.30: Limite de potência reativa para todos os níveis de penetração.............. 152 
Figura 6.31: Tensão na barra 8 para todos os níveis de penetração........................... 152 
Figura 6.32: Limite de potência reativa para todas tecnologias com ... 153 
Figura 6.33: Tensão na barra 8................................................................................... 154 
Figura 6.34: Evolução do tap...................................................................................... 154 
Figura 6.35: Corrente de campo do gerador G3......................................................... 155 
Figura 6.36: Potência reativa injetada pelo DFIG(RSC) e FRC e os seus limites de 
potência reativa............................................................................................................ 
155 
xiii 
 
Figura 6.37: Potência ativa produzida pelos aerogeradores....................................... 155 
Figura 6.38: Ângulo de passo..................................................................................... 155 
Figura 6.39: Coeficiente de potência.......................................................................... 156 
Figura 6.40: Potência reativa injetada pelo DFIG(RSC+GSC).................................. 156 
Figura 6.41: Potência reativa absorvida pelos motores de indução............................ 156 
Figura 6.42: Curva PV da barra 8............................................................................... 156 
Figura 6.43: Carregamento do sistema....................................................................... 157 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xiv 
 
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 1.1: Os 10 países com maior capacidade eólica instalada no mundo............ 3 
Tabela 1.2: Os 10 países com maior capacidade eólica adicionada em 2013........... 3 
Tabela 2.1: Os maiores fabricantes de aerogeradores no mundo em 2012............... 35 
Tabela 3.1: Característica e sensibilidade da carga................................................... 55 
Tabela 6.1: Cenários de geração................................................................................ 134 
Tabela 6.2: Cenários de geração e controle do DFIG............................................... 140 
Tabela 6.3: Níveis de penetração eólica.................................................................... 151 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xv 
 
LISTA DE ABREVIATURAS 
BEM Blade Element Momentum (Momento do Elemento das Pás) 
CA Corrente Alternada 
CC Corrente Contínua 
CET Compromissos Existentes da Transmissão 
CTD Capacidade de Transferência Disponível 
DFIG Doubly Fed Induction Generator (Gerador de Indução Duplamente Excitado) 
EE Electrically Excited (Eletricamente Excitado) 
FACTS Flexible AC Transmission Systems (Sistemas de Transmissão CA Flexíveis) 
FRC Full Rated Converter (Conversor de Capacidade Nominal) 
GFC Gear and Full Converter (Caixa de Engrenagens e Conversor Nominal) 
GSC Grid-Side Converter (Conversor do Lado da Rede) 
HVDC High Voltage Direct Current (Transmissão CC em Alta Tensão) 
IG Induction Generator (Gerador de Indução) 
IGBT Insulated Gate Bipolar Transitor (Transistor Bipolar de Porta Isolada) 
MBC Margem de Benefício de Capacidade 
MCT Margem de Confiabilidade da Transmissão 
MET Margem de Estabilidade de Tensão 
OEL Over-Excitation Limiter (Limitador de Sobre-excitação) 
OLTC On-Load Tap Changer (Comutador de Tap sob Carga) 
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico 
xvi 
 
PCH Pequenas Centrais Hidrelétricas 
PDE Plano Decenal de Energia 
P+I Ações de controle Proporcional e Integral 
PM Permanent Magnets (Imã Permamente) 
PMU Phasor Measurement Unit (Unidade de Medição Fasorial) 
PROINFA Programa de Incentivo as Fontes Alternativas 
PWM Pulse Width Modulation (Modulaçãopor Largura de Pulso) 
RSC Rotor-Side Converter (Conversor do Lado do Rotor) 
SCIG Squirrel Cage Induction Generator (Gerador de Indução em Gaiola) 
SEE Sistemas de Energia Elétrica 
SHEM Selective Harmonic Elimination Modulation (Eliminação Harmônica Seletiva) 
SIL Surge Impedance Loading (Impedância de Surto) 
SIN Sistema Interligado Nacional 
SVC Static Var Compensator (Compensador Estático de Reativo) 
STATCOM Static Compensator (Compensador Estático) 
TSR Tip Speed Ratio (velocidade específica de ponta de pá) 
UEL Under-Excitation Limiter (Limitador de Sub-excitação) 
UHE Usina Hidrelétrica 
 
 
 
xvii 
 
LISTA DE SÍMBOLOS 
 
 
sensibilidades (carga estática) 
ângulo de ataque e ângulo de passo (turbina eólica) [graus] 
 ângulo de torção [radianos] 
 erro de velocidade, erro de potência e erro de tensão [p.u.] 
 ângulo de carga [radianos] 
 ângulo de fase da tensão terminal em relação ao eixo 
[graus] 
 velocidade específica de ponta de pá 
 velocidade específica ótima de ponta de pá 
 fluxo magnético do estator no eixo [p.u.] 
 fluxo magnético do rotor no eixo [p.u.] 
 densidade do ar [kg/m
3
] 
 ângulo do fator de potência da carga [graus] 
 fase interna do conversor k no eixo [graus] 
 fase do conversor k no eixo [graus] 
 velocidade angular do sistema de potência [rad/s] 
 velocidade mecânica da turbina [rad/s] 
 velocidade síncrona [p.u.] 
 área coberta pelas pás do rotor da turbina eólica [m2] 
 relação de transformação do transformador 
xviii 
 
 relação de transformação dos transformadores T1 e T2 do FRC 
 número de pás do rotor da turbina eólica 
[B] matriz susceptância [p.u.] 
C capacitância do capacitor do link CC [p.u.] 
 coeficiente de potência 
 coeficiente de arrasto e sustentação 
 comprimento de corda [m] 
D coeficiente de amortecimento [p.u.] 
 energia armazenada no capacitor [p.u.] 
 
 
 tensão subtransitória do gerador síncrono do FRC [p.u.] 
 tensão interna do conversor k no eixo [p.u.] 
 tensão interna do inversor no eixo [p.u.] 
 
 
 tensão transitória interna do DFIG no eixo [p.u.] 
 frequência de ressonância do eixo mecânico [Hz] 
 força resultante, sustentação, arrasto, axial e tangencial [N] 
[G] matriz condutância 
 constante de inércia equivalente, turbina e gerador [s] 
 
 corrente no capacitor, indutor, diodo e inversor [p.u.] 
 corrente de armadura do gerador síncrono do FRC [p.u.] 
 corrente do inversor no eixo [p.u.] 
xix 
 
 corrente do conversor k no eixo [p.u.] 
 corrente do conversor k no eixo [p.u.] 
 corrente do estator no eixo [p.u.] 
 corrente do rotor no eixo [p.u.] 
 constante de tensão do conversor k 
 
 constante de corrente do conversor k 
 fator de forma para modulação PWM do conversor k 
 rigidez do eixo mecânico [p.u./rad.elet.] 
 indutância do indutor do chopper boost do FRC [p.u.] 
 auto-indutância do estator e rotor [p.u.] 
 indutância do estator, rotor e magnetização [p.u.] 
 índice de modulação do conversor k 
 índice de modulação do chopper 
 índice de modulação do inversor 
 número de conversores conectados em pontes trifásicas do 
conversor k 
 potência ativa do estator, rotor, conversor k e total [p.u.] 
 potência ativa solicitada pela carga e potência ativa inicial 
 potência ativa dissipada pelo DFIG em função da corrente do rotor 
e da tensão do rotor [p.u.] 
 máximo carregamento [Watts] 
xx 
 
 potência contida na massa ventos [Watts] 
 potência mecânica extraída pela turbina [Watts] 
 potência reativa do estator, rotor, conversor k e total [p.u.] 
 potência reativa solicitada pela carga e potência reativa inicial 
 potência reativa drenada pelo DFIG em função da corrente do 
rotor e da tensão do rotor [p.u.] 
 raio do rotor (turbina eólica) [m] 
 resistência de comutação [p.u.] 
 resistor de dissipação [p.u.] 
 distância do cubo do rotor até o elemento [m] 
 potência aparente do estator, rotor, conversor e total [p.u.] 
 potência aparente em função da corrente do rotor, corrente do 
estator e tensão do rotor [p.u.] 
 escorregamento [p.u.] 
 
 constante de tempo de circuito aberto do DFIG [s] 
 torque eletromagnético (carga), mecânico (turbina) e torção [p.u.] 
 torque axial e tangencial [N.m] 
 velocidade relativa do vento e suas componentes (tangencial e 
axial) [m/s] 
 tensão inicial para o ponto de operação 
 tensão de saída do retificador e tensão no inversor [p.u.] 
 tensão crítica no ponto de máximo carregamento [p.u.] 
xxi 
 
 tensão de saída a vazio do retificador [p.u.] 
 tensão terminal no eixo [p.u.] 
 tensão do estator no eixo [p.u.] 
 tensão do rotor no eixo [p.u.] 
 amplitudes do sinal modulante e portadora triangular do sinal 
PWM 
 tensão no capacitor do link CC [p.u.] 
 reatância de circuito aberto e reatância transitória do DFIG [p.u.] 
 
 reatância subtransitória de eixo direto do gerador síncrono do FRC 
[p.u.] 
[Y] matriz admitância 
 impedância (resistência, reatância) do estator [p.u.] 
 impedância (resistência, reatância) do rotor [p.u.] 
 impedância do núcleo (reatância) [p.u.] 
 impedância (resistência, reatância) do transformador de 
acoplamento [p.u.] 
 reatância dos transformadores T1 e T2 do FRC [p.u.] 
[Z] matriz impedância 
z demanda solicitada pela carga 
 
taxa de variação de potência 
 
 
 taxa de variação do ângulo de passo 
xxii 
 
 Subscritos 
 eixo do controle (direto e quadratura) 
 quantidades referentes ao estator, rotor e magnetização 
 máximo e mínimo 
 eixo de referência do sistema de potência (real e imaginário) 
b valor base 
c quantidades referentes ao inversor do FRC 
CA,CC quantidades do sistema CA e CC 
 conversor 1 e 2 para o DFIG (GSC e RSC) 
 valor de referência 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xxiii 
 
RESUMO 
 
Esta tese analisa os impactos causados na estabilidade de tensão de longo-prazo em 
sistemas elétricos de potência, por meio da integração de aerogeradores a velocidade 
constante: gerador de indução em gaiola SCIG (Squirrel Cage Induction Generator); e 
aerogeradores a velocidade variável: gerador de indução duplamente alimentado DFIG 
(Doubly Fed Induction Generator) e gerador síncrono eletricamente excitado com 
conversor de capacidade nominal FRC (Full Rated Converter). Aerogeradores a 
velocidade variável são capazes de fornecer potência reativa graças aos conversores de 
eletrônica de potência, os quais estão sujeitos a limitações de tensão e corrente, e 
dependem das condições de operação do sistema e do regime de ventos. Assim como os 
geradores síncronos convencionais, os aerogeradores a velocidade variável são descritos 
por curvas de capacidade que definem os limites de injeção/absorção de potência reativa 
como função da tensão terminal e da potência ativa injetada. Equipamentos como 
transformador com comutador de tap sob carga OLTC (On-Load Tap Changer), o 
limitador de sobre-excitação OEL (Over-Excitation Limiter) dos geradores síncronos, 
cargas estáticas e dinâmicas (motor de indução) são levados em consideração nas 
análises, pois afetam significativamente a estabilidade de tensão de longo-prazo. A 
contribuição dos aerogeradores a velocidade variável é analisada considerando os 
modos de controle (fator de potência ou tensão terminal), regimes de velocidades dos 
ventos(altas e baixas) e a importância do suporte de potência reativa do DFIG pelo 
conversor do lado da rede GSC (Grid-Side Converter) para prevenção do colapso de 
tensão. 
 
 
 
 
 
Palavras-chaves: Aerogerador a Velocidade Constante, Aerogerador a Velocidade 
Variável, Curvas de Capacidade, Conversor do lado da rede, Estabilidade de Tensão de 
Longo-Prazo. 
xxiv 
 
ABSTRACT 
 
This thesis analyzes the impacts on long-term voltage stability at electric power 
systems, through integration of fixed-speed wind generator: squirrel cage induction 
generator SCIG; and variable-speed wind generators: doubly fed induction generator 
DFIG and electrically excited synchronous generator with full rated converter FRC. 
Variable-speed wind generators are capable of providing reactive power due to the 
power electronic converters, which are subject to limitations of voltage and current, and 
depend on power system operating conditions and wind speed regime. As well 
conventional synchronous generators, variable-speed wind generators are described by 
capability curves that define the limits of injection/absorption of reactive power as a 
function of terminal voltage and active power injected. Equipment such as on-load tap 
changer transformer OLTC, over-excitation limiter OEL of synchronous generators, 
static and dynamic loads (induction motors) are taken into account in the analyzes, 
therefore significantly affect the long-term voltage stability. The contribution of the 
variable-speed wind generators are analyzed considering the control modes (power 
factor and terminal voltage), the wind speeds regimes (high and low) and the 
importance of reactive power support from DFIG by grid-side converter GSC to prevent 
the voltage collapse. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Keywords: Fixed-Speed Wind Generator, Variable-Speed Wind Generator, Capability 
Curve, Grid-Side Converter, Long-Term Voltage Stability. 
1 
 
Capítulo 1 
 
Introdução 
 
1.1 A Energia Eólica no Brasil e no Mundo 
 
O interesse pelas energias renováveis é uma tendência generalizada em vários países do 
mundo, pelo fato de proporcionar redução dos impactos ambientais, diversificação da 
matriz energética e independência dos combustíveis fósseis. As tecnologias aplicadas às 
energias renováveis compreendem usinas térmicas baseadas em biomassa, células 
combustíveis, usinas eólicas, usinas solares, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e 
etc. De todas as fontes renováveis, a energia eólica é a que mais cresce no mundo em 
capacidade instalada [1]. A maior parte do potencial eólico mundial encontra-se no mar, 
distante dos grandes centros de consumo, fazendo com que os parques eólicos sejam 
conectados por longas linhas de transmissão, trazendo novos desafios para a operação 
dos sistemas de energia elétrica (SEEs) do mundo todo [2]. 
As fontes renováveis ganharam importância, principalmente, devido aos 
problemas ambientais ocasionados pela exploração de fontes de energia não-renováveis, 
como os combustíveis fósseis que emitem grandes quantidades de gases causadores do 
efeito estufa, fenômeno responsável pelo aquecimento global e mudanças climáticas. 
Para conter o aumento da temperatura global foi criado o Protocolo de Quioto em 1997 
no Japão, o qual visou à redução de gases de efeito estufa. O Protocolo de Quioto 
expirou em 2012, porém, a Conferência do Clima de Doha, no Quatar, a chamada COP-
18 garantiu a sua continuidade de 2013 a 2020, com revisão de novas metas em 2014. 
Em 2013, mais de 35 GW em capacidade eólica adicionada entrou em operação 
nos SEEs de todo mundo, apresentando uma pequena queda em comparação a 2012, 
quando a capacidade eólica global adicionada excedeu 45 GW. Em termos de 
investimentos no setor eólico global, ocorreu uma pequena queda de US$ 80,9 bilhões 
(2012) para US$ 80,3 bilhões (2013) [3]. A capacidade global estava em 318.105 MW 
2 
 
ao final de 2013, representando um crescimento acumulado de mercado maior do que 
12,5%, conforme mostra a Figura 1.1. 
 
 
Figura 1.1 Crescimento da capacidade total instalada em energia eólica pelo mundo [3]. 
 
 A China assumiu a liderança no rank dos 10 países com maior capacidade 
eólica instalada no mundo, representando o maior mercado eólico desde 2009 [3], 
conforme mostra a Tabela 1.1. Incertezas políticas sobre as regras das taxas de 
produção de crédito e a desaceleração da economia, forçaram os Estados Unidos a 
reduzir sua capacidade eólica a ser adicionada [3], conforme mostra a Tabela 1.2. Ao 
final do ano de 2013, 24 países estavam com mais 1.000 MW de capacidade instalada, 
sendo: 16 na Europa, 4 na Ásia-Pacífico (China, Índia, Japão e Austrália), 3 na América 
do Norte (Estados Unidos, Canadá e México) e 1 na América Latina (Brasil). 
Pelo segundo ano consecutivo, o mercado latino-americano instalou mais de 1 
GW de capacidade eólica. Em 2012, seis mercados regionais instalaram 1.225 MW 
sobre um total de 3,5 GW de capacidade. Em 2013, apenas quatro mercados incluindo 
Brasil, Chile, Argentina e Uruguai responderam por 1.163 MW sobre um total de 4,8 
GW de capacidade eólica [3]. 
Ao final de 2013, o Brasil mais uma vez lidera na América Latina, com 953 MW 
de capacidade adicionada, seguido por Chile (130 MW), Argentina (76 MW) e Uruguai 
(4 MW). Embora, todos os projetos de geração eólica no Brasil estejam completamente 
comissionados, alguns parques eólicos ainda não entraram em operação por atrasos em 
obras de construção de linhas transmissão que os conectam ao sistema elétrico. O Brasil 
39.295 47.693 
59.024 
74.122 
93.927 
120.923 
159.766 
199.739 
237.227 
282.272 
318.105 
0 
50.000 
100.000 
150.000 
200.000 
250.000 
300.000 
350.000 
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 
C
ap
ac
id
ad
e 
To
ta
l I
n
st
al
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a 
(M
W
) 
Anos 
3 
 
é um grande mercado promissor em energia eólica onshore. O Brasil contratou 4,7 GW 
de capacidade eólica em apenas três leilões em 2013, e aguarda acrescentar quase 7 GW 
até o final de 2015 [3]. 
 
Tabela 1.1 Os 10 países com maior capacidade eólica instalada no mundo [3]. 
 
País Capacidade Total no final de 2013 [MW] % 
China 91.412 28,7 
Estados Unidos 61.091 19,2 
Alemanha 34.250 10,8 
Espanha 22.959 7,2 
Índia 20.150 6,3 
Reino Unido 10.531 3,3 
Itália 8.552 2,7 
França 8.254 2,6 
Canadá 7.803 2,5 
Dinamarca 4.772 1,5 
Resto do Mundo 48.332 15,2 
Total top 10 269.773 84,8 
Total 318.105 100 
 
 
Tabela 1.2 Os 10 países com maior capacidade eólica adicionada em 2013 [3]. 
 
País Capacidade adicionada em 2013 [MW] % 
China 16.088 45,6 
Alemanha 3.238 9,2 
Reino Unido 1.883 5,3 
Índia 1.729 4,9 
Canadá 1.559 4,5 
Estados Unidos 1.084 3,1 
Brasil 953 2,7 
Polônia 894 2,5 
Suécia 724 2,1 
Romênia 695 2 
Resto do Mundo 6.402 18,1 
Total top 10 28.887 82 
Total 35.289 100 
 
 
No fim de 2013, o Brasil tinha 3,5 GW de capacidade eólica instalada, o 
suficiente para suprir 8 milhões de famílias, representando 3% do consumo nacional de 
4 
 
energia elétrica. Somente em 2013, 34 novos parques eólicos entraram em operação, 
adicionando 953 MW ao Sistema Interligado Nacional (SIN). A indústria eólica e sua 
cadeia de fornecedores estão se estabelecendo firmemente no Brasil e nove fabricantes 
internacionais abriram instalações no país. O Plano Decenal de Energia do governo 
brasileiro (PDE 2022) estabelece uma meta de 17 GW de capacidade eólica instalada a 
ser alcançada até 2022, sendo responsável por 9,5% do consumo nacional de energia 
elétrica [3]. A Figura 1.2 apresenta a evolução da capacidade total eólica instalada no 
Brasil nos últimos anos. 
 
 
Figura 1.2 Evolução da capacidade eólica total instalada no Brasil [3]. 
 
Quase metade da nova capacidade eólica instalada em 2013 é proveniente de três 
novos complexos de parques eólicos: 160 MW do complexo de Asa Branca compostopor cinco parques eólicos, 150 MW do complexo de Calango também distribuídos por 
cinco parques eólicos e 120 MW do complexo de Renascença composta por quatro 
parques eólicos. Estima-se que os leilões eólicos de 2013 criarão mais de 70.000 novos 
empregos e trarão investimentos de US$ 8,8 bilhões para a indústria eólica [3]. 
O PROINFA (Programa de Incentivo as Fontes Alternativas) conforme descrito 
no Decreto nº 5.025, de 2004, foi instituído com o objetivo de aumentar a participação 
da energia elétrica produzida por empreendimentos concebidos com base em fontes 
eólicas, biomassa e PCH no SIN. O intuito foi promover a diversificação da matriz 
energética brasileira, buscando alternativas para aumentar a segurança no abastecimento 
de energia elétrica, além de permitir a valorização das características e potencialidades 
29 
237 247 341 
606 
927 
1.431 
2.508 
3.461 
0 
500 
1.000 
1.500 
2.000 
2.500 
3.000 
3.500 
4.000 
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 
C
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id
ad
e 
To
ta
l I
n
st
al
ad
a 
(M
W
) 
Anos 
5 
 
regionais e locais. A Figura 1.3 apresenta um panorama atual da matriz elétrica 
brasileira. 
 
 
A fonte hidrelétrica é a principal responsável pelo fornecimento de energia 
elétrica no Brasil e o nível dos reservatórios representa a quantidade de energia 
hidrelétrica disponível para o SIN. Nesse contexto, a região nordeste do Brasil tem uma 
característica interessante com relação à produção de energia eólica. A velocidade dos 
ventos costuma ser menor nos períodos chuvosos e maior nos períodos de estiagem. 
Essa característica favorece a complementaridade entre as fontes hídrica e eólica. 
A Figura 1.4 apresenta o volume do reservatório da UHE Sobradinho e a 
geração eólica da região nordeste durante o ano de 2012. Durante o 1º semestre o 
volume dos reservatórios é alto, e a oferta de energia é grande, explicando porque as 
tarifas do período úmido são menores do que as tarifas praticadas no período seco. 
Porém, no 2º semestre quando o nível dos reservatórios está baixo a geração eólica é 
alta, fazendo com que a tarifa do período seco tenda a diminuir, além de garantir uma 
capacidade maior de armazenamento para os reservatórios. 
Em 2012, por questões de segurança energética, foi necessário o despacho de 
termelétricas em momentos que a geração não conseguiria atender a carga, atuando em 
horários de ponta de carga, elevando o valor das tarifas e dos encargos aos 
consumidores. 
Outras 
Térmicas 1,4 
Nuclear 2 Carvão 3 
Eólica 3,5 
Derivados do 
Petróleo 7,7 
Biomassa 11,4 
Gás Natural 
12,5 Hidrelétrica 
85,9 
Capacidade Instalada (GW) 
Figura 1.3 Matriz Elétrica Brasileira 2013 [3]. 
6 
 
Em dezembro de 2012, a geração eólica poupou os consumidores brasileiros de 
R$ 500 milhões a mais de encargos de segurança energética. Considerando o ano todo, a 
fonte eólica evitou cerca R$ 1,6 bilhões e caso as usinas eólicas não existissem o valor 
pago pelos encargos seria de R$ 3,4 bilhões [5]. A complementaridade da fonte eólica, 
além de proporcionar economias nas tarifas e encargos, garante maior segurança e 
confiabilidade ao sistema. 
Já o ano de 2014 promete altos encargos a serem pagos pelo consumidor devido 
à escassez das chuvas, reforçando a necessidade de expansão do parque eólico 
brasileiro. 
 
Figura 1.4 Complementaridade das fontes hídrica-eólica na região nordeste [4]. 
 
1.2 Motivação 
 
A busca por fontes de energia renovável visa à diversificação da matriz 
energética mundial, consequentemente, promove a independência dos combustíveis 
derivados do petróleo com a redução das tarifas de energia e ainda contribui ao meio 
ambiente para a diminuição do aquecimento global. Nesse cenário mundial, o aumento 
da penetração eólica pelos sistemas de potência do mundo todo levou muitos operadores 
de sistemas a reformularem seus códigos de rede, com respeito à geração eólica. 
 Os primeiros aerogeradores de grande porte conectados aos sistemas de potência 
operavam a velocidade constante, compostos tipicamente por geradores de indução do 
tipo gaiola de esquilo SCIG (Squirrel Cage Induction Generator), os quais são 
desprovidos de controle de potências ativa e reativa. Esse tipo de aerogerador ganhou 
popularidade na indústria pela construção robusta e barata, porém devido às novas 
5
10
15
20
25
30
V
o
lu
m
e
 d
o
 R
e
s
e
rv
a
tó
ri
o
 [
k
m
3
]
Meses do Ano
 
 
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
150
200
250
300
350
400
G
e
ra
ç
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o
 E
ó
lic
a
 [
M
W
]
Reservatório
Usina Eólica
Período Úmido Período Seco
7 
 
tendências dos códigos de rede, que exigem rápida recuperação da tensão terminal e 
fornecimento de potência reativa durante a ocorrência de faltas (em grande parte dos 
países europeus), fez com que os aerogeradores a velocidade constante perdessem 
mercado para os esquemas a velocidade variável, compostos por gerador de indução 
duplamente excitado DFIG (Doubly Fed Induction Generator) e gerador síncrono com 
imã permanente ou eletricamente excitado com conversor de capacidade nominal FRC 
(Full Rated Converter), ambos controlados por conversores de eletrônica de potência. 
Graças aos conversores, os aerogeradores a velocidade variável são capazes de fornecer 
potência reativa e alcançar as metas exigidas pelo código de rede. Atualmente, a 
tecnologia de aerogeradores a velocidade variável domina o mercado eólico de 
fabricantes. 
 Com o aumento da demanda, os grandes parques eólicos são exigidos a fornecer 
potência reativa para o sistema de potência quer seja em situações de contingências, 
como também para aliviar o congestionamento do sistema de transmissão nos 
momentos de ponta de carga, oferecendo flexibilidade operacional ao sistema de 
potência. Em todos os casos, o fornecimento de potência reativa visa o aumento da 
margem de estabilidade de tensão, em momentos que o sistema de potência encontra-se 
altamente carregado. Pelo fato do conversor do FRC possuir maior capacidade em 
relação aos conversores do DFIG, poderia se pensar que o FRC possui por consequência 
maior capacidade de fornecer potência reativa ao sistema de potência [6,7]. Entretanto, 
na literatura não existe nenhuma avaliação para a estabilidade de tensão de longo-prazo 
considerando o fornecimento de potência reativa por parte do conversor do lado da rede 
GSC (Grid-Side Converter) do DFIG. 
Embora os esquemas a velocidade variável possam representar uma excelente 
possibilidade de melhorar o comportamento dinâmico do sistema de potência, ainda 
existem grandes desafios a serem superados pela integração desta tecnologia as redes 
elétricas, no que diz respeito aos diversos problemas operacionais que podem ocorrer, 
especialmente sob um nível de penetração elevado [8,9]. Dentre os problemas, pode-se 
destacar o fenômeno de instabilidade de tensão, considerado há algum tempo uma 
preocupação constante na operação dos sistemas de potência modernos. 
Restrições ambientais e financeiras embargam a expansão do sistema de 
transmissão, fazendo com que os sistemas de potência operem próximos aos seus 
limites de capacidade, aumentando os riscos de instabilidade de tensão. Os 
equipamentos que compõem o sistema de transmissão, o tipo de gerador e a natureza da 
8 
 
carga, influenciam fortemente a estabilidade de tensão. A expansão do sistema de 
transmissão brasileiro não consegue acompanhar o aumento da demanda e da geração 
eólica no país [3]. 
A estabilidade de tensão esta associada à capacidade do sistema em manter 
tensões adequadas em todas as suas barras após um distúrbio. Geralmente, a 
instabilidade aparece na forma de uma queda progressiva e descontrolada da tensão em 
algumas barras, provocada por mecanismos de restauração da carga e reservas 
insuficientes de potência reativa [10-12]. A instabilidade de tensão é um fenômeno não-
linear, de caráter local, mas pode abranger a maioria/totalidade do sistemade potência 
pela atuação em cascata dos equipamentos de proteção. Dependendo da característica da 
carga, os fenômenos envolvidos na estabilidade de tensão podem ser de natureza rápida 
ou lenta. Nesta tese, a ênfase será dada aos fenômenos de longo-prazo, com duração de 
vários segundos até poucos minutos, ao contrário da instabilidade de curto-prazo que se 
dá poucos segundos após a ocorrência da perturbação na rede. 
A instabilidade de tensão pode ocorrer pelo aumento gradual da carga ou 
operação em contingência. Em ambos os casos, quando o sistema de potência opera 
estressado com altos níveis de carregamentos, próximo do limite de máxima 
transferência de potência, uma sequência de eventos pode levar o sistema de potência ao 
colapso de tensão [10-12]. Pode-se citar como exemplos de blecautes os que atingiram 
parte dos Estados Unidos e Canadá em agosto de 2006, Itália em 2003 e Grécia em 
2004 [13-15]. 
O transformador com comutador de tap sob carga OLTC (On-Load Tap 
Changer), o limitador de sobre-excitação da corrente de campo OEL (Over-Excitation 
Limiter) das máquinas síncronas e o motor de indução são os principais equipamentos 
que contribuem para a instabilidade de tensão [10-12]. O OLTC é indispensável para 
grandes consumidores industriais e redes de distribuição, pois aumenta a capacidade de 
máxima transferência de potência através do controle da posição do tap, contudo esse 
processo acelera a depreciação da tensão. O OEL é uma proteção contra sobre-
aquecimento do enrolamento de campo devido elevadas solicitações de potência reativa 
e quando este equipamento atua, a excitação é reduzida drasticamente, normalmente 
levando o sistema de potência ao colapso de tensão. O motor de indução é uma das 
principais máquinas utilizadas na indústria em diversos segmentos, contudo o alto 
consumo de potência reativa combinada com as ações do OLTC e do OEL pode levar o 
sistema de potência ao colapso de tensão. 
9 
 
Inicialmente, grande parte dos aerogeradores a velocidade variável operavam 
sob fator de potência constante, normalmente próximo do unitário para vender a maior 
potência ativa disponibilizada pelos ventos. Entretanto, com o aumento da penetração 
eólica, os aerogeradores passaram a contribuir para o balanço de potência reativa do 
sistema de potência, controlando a tensão terminal da central eólica. Nesse contexto, o 
modo de controle do DFIG será analisado sob o ponto de vista da estabilidade de tensão 
de longo-prazo. 
Em 2014, espera-se que o Brasil ultrapasse a capacidade de 4.400 MW de 
potência eólica instalada, dividindo com o grande potencial hidrelétrico existente, a 
responsabilidade de atender a demanda [5]. Particularmente na região nordeste, os 
ciclos hidrológico e eólico se complementam, conforme mostrado na Figura 1.4. Para 
incentivar o suporte de potência reativa pelos aerogeradores, os operadores de sistema 
pelo mundo todo oferecem compensações financeiras aos investidores de energia eólica. 
Desse modo, quando a velocidade dos ventos é baixa a produção de potência ativa 
diminui disponibilizando capacidade de potência reativa, podendo o aerogerador 
oferecer um suporte adequado ao controle de tensão. Apesar das tecnologias a 
velocidade variável serem capazes de fornecer potência reativa, a sua produção depende 
também das limitações de tensão e corrente dos conversores de potência. Nesse 
contexto, a estabilidade de tensão foi analisada sob regimes de velocidades de ventos 
altas e baixas, indicando que nas baixas velocidades de ventos, o aerogerador pode 
funcionar de modo similar ao compensador síncrono. 
 
1.3 Objetivos 
 
O objetivo deste trabalho é analisar a contribuição de aerogeradores para a 
estabilidade de tensão de longo-prazo, considerando os limites de capacidade de cada 
tecnologia impostos pelos conversores de eletrônica de potência, ação combinada do 
OLTC e OEL, o modo de controle do aerogerador (fator de potência ou tensão 
terminal), as condições do regime de ventos (velocidades altas e velocidades baixas). Os 
limites de potência reativa são descritos, matematicamente, por curvas de capacidade, 
tal como nas máquinas síncronas e modificados segundo a condição de operação do 
aerogerador. Essas características são incorporadas aos controles das malhas de tensão e 
velocidade dos aerogeradores a velocidade variável, constituindo os limites variáveis. 
Todo o estudo foi realizado utilizando o ANAREDE (Programa de Análise de Redes) e 
10 
 
o ANATEM (Programa de Análise de Transitórios Eletromecânicos), ferramentas 
desenvolvidas pelo CEPEL (Centro de Pesquisas em Energia Elétrica) e amplamente 
utilizadas pelo setor elétrico para realização de estudos de expansão e operação do 
sistema elétrico brasileiro. Os principais objetivos desta tese são: 
 
 Analisar o impacto de diferentes tipos de tecnologias de aerogeradores na 
estabilidade de tensão de longo-prazo, como aerogeradores do tipo DFIG, FRC e 
SCIG, bem como o impacto do aumento de seu nível de penetração no sistema; 
 
 Analisar as diferentes formas de curva PV (Power-Voltage Curves) das barras de 
carga do sistema de potência e a sua relação com a modelagem dos 
equipamentos dinâmicos presentes no sistema, incluindo os aerogeradores, além 
de seu impacto direto no ponto de máximo carregamento do sistema; 
 
 Representar as limitações impostas pelos conversores de potência nas condições 
de operação por curvas de capacidade para os aerogeradores a velocidade 
variável; 
 
 Analisar o impacto dos diferentes modos de controle do DFIG na estabilidade de 
tensão de longo-prazo, operando através do controle de tensão ou controle do 
fator de potência; 
 
 Analisar a influência do comportamento dos ventos na capacidade de 
controlabilidade dos aerogeradores de velocidade variável para fornecimento de 
potência reativa e controle da tensão terminal; 
 
 Analisar os efeitos dos limites variáveis representados pelas curvas de 
capacidade dos aerogeradores nas malhas de controle de tensão e potência ativa; 
 
 Avaliar a contribuição do conversor GSC do DFIG para a estabilidade de tensão 
de longo-prazo. 
 
11 
 
1.4 Revisão Bibliográfica 
 
Nos últimos anos, diversas pesquisas foram realizadas para avaliar o impacto da 
integração da geração eólica na estabilidade de tensão, sob o ponto de vista do curto-
prazo. 
Os estudos de estabilidade de tensão de curto-prazo produzidos na literatura 
focam na capacidade de sobrevivência a afundamentos de tensão, comumente referida 
como ridethrough, procedimento adotado pelos operadores de sistemas no mundo todo 
para aumento da margem de estabilidade. O procedimento ridethrough determina que os 
aerogeradores devam permanecer conectados ao sistema de potência e na maioria dos 
casos, fornecendo suporte de potência reativa para rápida recuperação da tensão 
terminal. No Brasil, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) não exige 
fornecimento de potência reativa dos aerogeradores durante o procedimento de 
ridethrough [16]. Muitos autores produziram vários trabalhos nessa linha de pesquisa 
considerando aerogeradores a velocidade fixa e variável [17-23]. Todos os autores 
reconhecem que a geração eólica a velocidade variável é benéfica para a margem de 
estabilidade. Porém, nada se pode concluir a respeito da estabilidade de tensão de 
longo-prazo. 
Alguns trabalhos também avaliaram os impactos ocasionados pela integração da 
geração eólica na estabilidade de tensão utilizando a análise estática [24,25]. No 
entanto, os modelos estáticos são insuficientes para descrever completamente o 
fenômeno da instabilidade de tensão [10]. 
Corsi [26] apresenta uma análise detalhada do impacto da atuação do OLTC 
bem como do OEL em simulações no domínio do tempo para a estabilidade de tensão 
de longo-prazo. O autor também avalia as formas das curvas PV devido à ação dinâmica 
do OLTC e do OEL, revelando que taiscontroles limitam a estabilidade de tensão e 
despreza-los pode levar a falsas conclusões a respeito da margem de estabilidade de 
tensão de longo-prazo. Complementando este trabalho, Corsi [27] propõe um método 
para estimar um indicador de proximidade da estabilidade de tensão baseado no 
equivalente de Thevenin através de medições de unidades fasoriais PMU (Phasor 
Measurement Unit). Resultados mostram que o algoritmo é capaz de indicar com 
precisão e rapidez o equivalente de Thevenin ao operador de sistema, fornecendo 
subsídios para tomada de decisões em tempo real. Entretanto, o autor não considera a 
participação da geração eólica. Até o momento, poucas publicações foram feitas 
12 
 
analisando os efeitos da geração eólica na estabilidade de tensão de longo-prazo, 
avaliando o desempenho dinâmico do sistema e a interação entre dispositivos de 
proteção e controle contínuos e discretos, tais como o OLTC e o OEL. 
Freitas [28] avalia a estabilidade de tensão considerando cargas estáticas em um 
sistema de distribuição com presença de geração eólica. A estabilidade de tensão foi 
investigada pela análise dinâmica considerando o SCIG (Squirrel Cage Induction 
Generator). Adicionalmente, o autor avalia a estabilidade de tensão pelas curvas PV 
plotadas de forma “quase-dinâmica” (o valor final das variáveis foram armazenadas e 
novas simulações foram realizadas resgatando o ponto de operação da simulação 
anterior). O autor conclui que a geração eólica degrada a margem de estabilidade de 
tensão quando a potência ativa injetada pela geração distribuída aumenta. A principal 
contribuição deste trabalho deve-se a análise da influência do SCIG na estabilidade de 
tensão por intermédio das curvas PV. Contudo, o autor não leva em consideração os 
aerogeradores a velocidade variável, os quais possuem potencial para melhorar a 
estabilidade de tensão. 
Houssain [29] analisa os problemas ocasionados pela integração de grandes 
parques eólicos que consistem de aerogeradores a velocidade constante e variável em 
sistemas de potência de grande porte sob o ponto de vista da estabilidade de tensão de 
curto-prazo e a estabilidade angular a pequenas perturbações. Vários estudos de caso 
são apresentados, contudo muitas conclusões são conhecidas por muitos estudos 
anteriores, como exemplo: a alta compensação de potência reativa por bancos de 
capacitores pode levar o sistema de potência ao colapso, devido principalmente à 
qualidade pobre de compensação do banco de capacitores, a qual é um elemento passivo 
[10,11]. Aerogeradores a velocidade constante deterioram a margem de estabilidade de 
tensão devido o alto consumo de potência reativa durante a falta [17,18,30]. O eixo 
mecânico do aerogerador pode interagir com modos de oscilação mal-amortecidos 
conduzindo o sistema de potência a instabilidade [31]. Porém, alguns resultados 
interessantes são apresentados, como o caso das interações adversas entre equipamentos 
FACTS (Flexible AC Transmission Systems) e o uso excessivo desses equipamentos 
como compensação para aerogeradores SCIG, podendo levar o sistema de potência à 
instabilidade em ambos os casos. Ao considerar o DFIG nos estudos de curto-prazo, a 
capacidade de potência reativa não é explorada ao máximo, levando o autor a 
conclusões bastante pessimistas a respeito da capacidade de sobrevivência do DFIG. A 
principal contribuição desse estudo deve-se a integração dos grandes parques eólicos 
13 
 
com equipamentos FACTS, podendo ocorrer interações adversas para o sistema de 
potência. 
Complementando o estudo anterior, Pereira [32] trata da estabilidade de tensão 
de curto-prazo e de longo-prazo em uma mesma simulação, considerando a capacidade 
de sobrevivência e as ações do OLTC e OEL com a integração de aerogeradores SCIG e 
equipamentos FACTS, tais como o STATCOM (Static Compensator) e o SVC (Static 
Var Compensator). Assim como no estudo anterior, o autor conclui que o SCIG é 
prejudicial para a estabilidade de tensão do sistema de potência, devido ao aumento do 
consumo de potência reativa com o aumento do escorregamento. Por este motivo se faz 
necessária à utilização dos equipamentos STATCOM e SVC para compensação de 
potência reativa do parque eólico. Os estudos comprovaram que os equipamentos 
FACTS contribuem para a melhoria da estabilidade de tensão do sistema de potência, 
evitando inclusive o colapso de tensão. Contudo, o STATCOM apresenta um 
desempenho melhor do que o SVC devido à característica corrente constante, a qual a 
potência reativa injetada varia linearmente com a tensão, enquanto que para o SVC a 
potência reativa injetada varia com o quadrado da tensão sofrendo grandes 
consequências para o suporte de potência reativa durante a ocorrência de faltas. Em 
geral, o autor conclui que um equipamento STATCOM de menor capacidade pode 
fornecer suporte adequado ao controle de tensão, quando seria necessário um SVC de 
maior capacidade para cumprir satisfatoriamente o mesmo controle de tensão. 
Ullah [33] analisa a estabilidade de tensão de longo-prazo e de curto-prazo 
considerando aerogeradores a velocidade fixa e variável, operando com controle de 
fator de potência ou controle de potência reativa. A curva de capacidade é limitada 
basicamente pela corrente máxima do conversor, produzindo um semicírculo com raio 
igual à potência aparente do conversor, desprezando o limite imposto pela potência 
mecânica da turbina. A respeito da estabilidade de tensão no longo-prazo, o autor 
considera um caso otimista, no qual a velocidade do vento é baixa e as reservas de 
potência reativa são altas, além de considerar a velocidade do vento constante durante 
toda a simulação, ou seja, desprezando os efeitos dos limites variáveis nas malhas de 
controle dos conversores. O autor considera o efeito depreciativo do OLTC em 
simulações no domínio do tempo, concluindo que o controle de potência reativa pelos 
aerogeradores a velocidade variável é positivo para o aumento da margem de 
estabilidade de tensão do sistema de potência, entretanto o efeito crucial do OEL não foi 
considerado nas simulações. 
14 
 
Ming [34] propõe duas estratégias de controle para o DFIG: controle da tensão 
terminal e controle do fator de potência. O autor avalia a estabilidade de tensão por 
meio de simulações estáticas (fluxo de carga), quase-estáticas (levando em consideração 
equações dinâmicas com perturbações muito lentas) e simulações dinâmicas no domínio 
do tempo e conclui que o modo de controle da tensão terminal permite um aumento da 
margem de estabilidade de tensão em relação ao controle do fator de potência, porém 
ambos os modos de controle conseguem manter a tensão em intervalos limitados. A 
grande contribuição deste trabalho deve-se a investigação dos modos de controle do 
DFIG na estabilidade de tensão, porém o autor desconsidera os limites variáveis nas 
malhas de controle do DFIG. 
Lund [35] formulou matematicamente os limites que definem a curva de 
capacidade do DFIG, a saber: limite de corrente do rotor, limite de corrente do estator e 
limite de tensão do rotor. O controle de potência reativa é feito, prioritariamente, pelo 
RSC de modo que a corrente do conversor é o principal fator limitante para a produção 
de potência reativa, enquanto os limites térmicos dos enrolamentos do estator 
determinam a máxima capacidade de absorção de potência reativa. A tensão do rotor 
apresenta limitações somente quando o escorregamento é elevado, nesse caso a proteção 
de subtensão atuaria desconectando o aerogerador. Dessa forma, as principais restrições 
da curva de capacidade do DFIG são a corrente do rotor, a corrente do estator e o limite 
de potência mecânica imposta pela turbina eólica. Devido à necessidade de 
magnetização da máquina, o DFIG possui uma capacidade maior de absorver do que 
injetar potência reativa, considerando apenas o controle do conversor do lado do rotor 
RSC. Porém,esse estudo não avalia a estabilidade de tensão de longo-prazo sem 
mencionar como os limites da curva de capacidade poderiam ser incorporados aos 
limites das malhas de controle de potência ativa e reativa do DFIG. 
Engelhardt [36] leva em consideração efeitos adicionais na construção da curva 
de capacidade do DFIG, como por exemplo: perdas, filtros para melhoria da qualidade 
da energia, influência das baixas velocidades na temperatura de junção dos 
semicondutores, saturação do núcleo magnético e tensão máxima do conversor do lado 
da rede. Dentre esses efeitos, a temperatura de junção dos conversores impõe restrições 
severas para o fornecimento de potência reativa. O autor apresenta a contribuição do 
GSC na curva de capacidade, indicando que o limite de potência reativa do DFIG pode 
ser estendido quando este conversor entra em operação. Ao final do estudo, o autor 
indica como os limites da curva de capacidade podem ser incluídos nas malhas de 
15 
 
controle do DFIG, entretanto, o autor não realiza simulações visando avaliar esses 
efeitos na estabilidade de tensão de longo-prazo. 
Konopinski [37] aborda exclusivamente o DFIG em todas as suas análises, 
levando em consideração a formulação matemática da curva de capacidade proposta por 
Lund [35]. A curva de capacidade nesse estudo considera somente a contribuição do 
RSC. O autor discute o suporte de potência reativa quando o DFIG é restrito a operar 
com fator de potência na faixa 0,95 adiantado/atrasado (devido a normas 
regulamentadoras do operador de sistema) ou usando todo o limite de potência reativa 
que a curva de capacidade pode oferecer. Segundo as análises estáticas baseadas no 
fluxo de carga ótimo visando à operação econômica do sistema de potência, o autor 
concluiu que o aumento da penetração eólica, a operação com fator de potência restrito, 
causa o aumento das perdas no sistema de potência, elevando os custos de operação. 
Análises dinâmicas de curto-prazo revelaram que a operação com fator de potência 
restrito pode levar o sistema de potência ao colapso de tensão mesmo quando o 
aerogerador opera em uma situação conservadora, na qual a velocidade dos ventos é 
baixa e as reservas de potência reativa são abundantes, porém não podem ser utilizadas 
devido à regulamentação imposta pelo operador de sistema. A grande contribuição deste 
trabalho deve-se a representação adequada da curva de capacidade, com a inclusão 
destes limites nas malhas de controle do DFIG nos estudos dinâmicos. Entretanto, o 
autor não explora completamente a capacidade de potência reativa da máquina, 
desprezando a contribuição essencial do GSC para a estabilidade de tensão de longo-
prazo. 
Kayikçi [38] estuda diferentes estratégias de controle de potência reativa para o 
DFIG considerando analises de curto-prazo com foco no ridethrough. O autor adota 
corretamente a curva de capacidade do DFIG, sendo que o controle de potência reativa 
pode ser realizado, exclusivamente, pelo RSC/GSC ou particionado entre ambos os 
conversores, porém os limites das malhas de controle são fixos e iguais a 1 p.u.. O autor 
também discute qual das componentes da corrente do rotor ( ou deve ser 
priorizada durante a falta; concluindo que a escolha depende da relação R/X do sistema 
de potência. Para faltas próximas ao aerogerador DFIG (R/X baixa) recomenda-se que a 
componente seja priorizada, pois a componente reativa da impedância da rede é 
predominante, ao passo que para faltas distantes do aerogerador DFIG (R/X alta) 
recomenda-se que a componente seja priorizada, pois a componente ativa da 
16 
 
impedância da rede é predominante e priorizar, equivocadamente, o controle de 
potência reativa pela componente pode produzir uma resposta oscilatória 
comprometendo a estabilidade do sistema de potência. O autor atenta para o controle 
coordenado entre conversores RSC e GSC para evitar uma corrente de circulação entre 
as malhas do estator e rotor causando grande absorção, desnecessária, de potência 
reativa durante a falta. O autor adota diferentes dimensionamentos para os conversores 
RSC e GSC dependendo da estratégia de controle adotada. O autor conclui que o 
controle coordenado é a melhor estratégia para o controle de tensão. A principal 
contribuição deste trabalho está no emprego do GSC para o suporte de potência reativa, 
entretanto análises de longo-prazo não são realizadas e nada se pode concluir a respeito 
da estabilidade. 
Meegahapola [39] estuda o DFIG considerando a curva de capacidade completa 
baseada na formulação matemática de Lund [35]. A autor implementa uma estratégia de 
controle coordenado entre o RSC e o GSC, na qual o RSC assume o controle primário 
de tensão e caso a reserva de potência reativa seja insuficiente para atender a demanda, 
o GSC assume o excedente de potência reativa. O conversor GSC é sobredimensionado 
em 50% de sua capacidade, para aumentar a capacidade de injeção de reativos, 
principalmente quando o conversor RSC é bloqueado pela proteção de crowbar durante 
o transitório provocado por uma falta. Nesse sentido, um primeiro estudo aborda os 
benefícios do controle coordenado para a melhoria da estabilidade transitória, entretanto 
em relação à Kayikçi [38] os limites das malhas de controle são variáveis com as 
condições de ventos e determinados pela curva de capacidade. Um segundo estudo 
adota um controle secundário de tensão para um alimentador radial de um sistema de 
distribuição, sendo que a repartição de potência reativa é feita através de um estatismo, 
o qual pode ser fixo ou adaptativo, conforme a localização do aerogerador no 
alimentador. Esse estudo abrange um horizonte de longo-prazo (10 minutos) visando 
mitigar a flutuação da tensão sobre o alimentador devido à variação da velocidade do 
vento. Apesar de considerar o OLTC, o sistema teste é extremamente simples e não 
opera de forma estressada e nenhuma conclusão pode ser feita a respeito da estabilidade 
de tensão de longo-prazo. A principal contribuição deste trabalho é a implementação de 
um controle de tensão entre aerogeradores com repartição de potência reativa através de 
estatismo adaptativo, o qual pode apresentar resultados positivos para a estabilidade de 
tensão de longo-prazo, dependendo de qual estratégia de controle seja empregada. 
17 
 
Ullah [40] discute a viabilidade técnica e econômica do FRC como fornecedor 
de potência reativa para o sistema de potência, formulando um modelo de custo da 
energia reativa a ser paga pelo operador de sistema, auxiliando-o na tomada de decisão 
para operação ótima do sistema de potência. Conforme o aerogerador expande a sua 
capacidade de potência reativa, a capacidade dos conversores aumenta, onerando os 
custos do serviço ancilar. Contudo, esses custos de sobredimensionamento representam 
apenas 2,25% do investimento total do parque eólico quando o parque eólico opera com 
fator de potência nominal de 0,9. O autor representa a curva de capacidade do FRC 
considerando limitações de tensão e corrente dos conversores, sendo que a limitação de 
tensão pode ser contornada com o sobredimensionamento dos componentes, expandindo 
consideravelmente o limite de potência reativa do aerogerador. A principal contribuição 
deste trabalho deve-se a formulação matemática do custo da potência reativa para o 
operador de sistema, integrando definitivamente a geração eólica como uma fonte de 
potência reativa qualificada, capaz de oferecer suporte para a manutenção da 
estabilidade de tensão de longo-prazo. 
Aumuller [41] investiga os impactos causados na estabilidade de tensão de 
longo-prazo pelo gerador de alta tensão Powerformer. Esse gerador é uma máquina 
síncrona, normalmente utilizada em usinas hidrelétricas ou termelétricas, conectada 
diretamente ao barramento de alta tensão, dispensando o transformador elevador [42]. O 
Powerformer é uma máquina síncrona de construção especial, naqual o enrolamento do 
estator é constituído de cabos de alta tensão com isolação de XLPE (polietileno 
reticulado), permitindo uma baixa corrente no estator, característica que confere um 
aumento na capacidade de potência reativa do gerador [41,42]. Polinder [43] e 
Blaabjerg [7] apontam que os aerogeradores de grande porte (acima de 10 MW) do 
futuro serão conectados diretamente ao sistema de transmissão em alta tensão, seja por 
uma conexão CC ou CA, de forma semelhante ao Powerformer. Aumuller [41] compara 
o Powerformer com o gerador síncrono convencional, considerando os efeitos do OLTC 
e dois modelos de OEL com características de atuação diferentes. O autor destaca que 
um alto ganho do OEL pode contribuir para ocorrência mais rápida do colapso de 
tensão. O autor ainda conclui que o Powerformer na maioria dos casos apresenta um 
desempenho dinâmico melhor do que o gerador síncrono convencional, postergando o 
colapso de tensão do sistema de potência. Apesar de não considerar a geração eólica 
neste trabalho, a grande contribuição do autor deve-se ao uso do Powerformer o qual 
18 
 
apresenta uma capacidade de potência reativa muito grande e a escolha adequada dos 
ganhos do OEL. 
Tazil [44] aborda uma revisão geral sobre os avanços tecnológicos do DFIG nos 
últimos 25 anos, cobrindo uma vasta pesquisa na literatura mundial com mais de 180 
referências bibliográficas do assunto. O autor aborda as diferenças entre os sistemas 
eólicos a velocidade constante e velocidade variável, a modelagem do aerogerador 
DFIG, controle de passo da turbina eólica, técnicas de controle vetorial para as malhas 
de potência ativa e reativa, softwares para simulação e implementação experimental do 
DFIG, aspectos relacionados à conexão do aerogerador DFIG ao sistema de potência, 
operação em sistemas isolados e outras áreas de aplicações. Sobre toda essa imensa 
revisão bibliográfica do autor, não consta trabalhos mencionando contribuições ou 
análises com aerogeradores a velocidade variável para a estabilidade de tensão de 
longo-prazo. 
Nota-se que a literatura ainda carece de trabalhos com análises detalhadas no 
que se refere aos aspectos dinâmicos que contribuem e impactam no processo da 
instabilidade de tensão de longo-prazo envolvendo a geração eólica. 
 
1.5 Estrutura da Tese 
 
Esta tese de doutorado está organizada da seguinte forma: 
 
 O Capítulo 1 apresenta uma breve descrição da situação da energia eólica no 
contexto nacional e internacional, discutindo aspectos relacionados com a 
integração de parques eólicos na rede elétrica no que se refere ao problema de 
estabilidade de tensão, além do objetivo proposto nesta tese. É feita uma revisão 
bibliográfica dos principais trabalhos relacionados ao tema apresentado; 
 
 No Capítulo 2 são apresentados os componentes de um sistema eólico para fins 
de geração de energia elétrica, descrevendo os principais sistemas a velocidade 
fixa e velocidade variável, bem como os geradores utilizados, o controle da 
turbina eólica e um panorama atual do mercado eólico de fabricantes; 
 
 No Capítulo 3 é apresentada uma introdução aos conceitos básicos de 
estabilidade de tensão, descrição do mecanismo da instabilidade de tensão de 
19 
 
longo-prazo envolvendo os equipamentos OLTC e OEL, característica das 
cargas estáticas, curvas PV estáticas, máximo carregamento e limite de 
carregamento do sistema de potência e a complementariedade entre a análise 
estática e a análise dinâmica para a estabilidade de tensão de longo-prazo; 
 
 O Capítulo 4 aborda o aerogerador DFIG, tratando da representação estática para 
fluxo de carga, a modelagem dinâmica para estudos de estabilidade de tensão de 
longo-prazo do gerador de indução de rotor bobinado, da turbina eólica e o 
controle de passo, os conversores RSC e GSC com suas respectivas malhas de 
controle, a curva de capacidade do DFIG considerando a operação do conversor 
GSC fornecendo ou não potência reativa para o sistema de potência e a definição 
dos limites variáveis das malhas de controle; 
 
 O Capítulo 5 trata da modelagem do FRC para representação estática e dinâmica 
considerando os limites variáveis nas malhas de controle. Será apresentada a 
curva de capacidade do FRC para definição dos limites variáveis das malhas de 
controle; 
 
 No Capítulo 6 são apresentados os resultados referentes aos estudos de casos: i) 
avaliação dos impactos causados pela integração de aerogeradores SCIG e 
DFIG, ii) influência dos modos de controle do DFIG (controle de tensão ou fator 
de potência), iii) influência do regime de ventos na capacidade de potência 
reativa do DFIG e iv) contribuição do conversor GSC para a estabilidade de 
tensão de longo-prazo; 
 
 Finalmente, no Capítulo 7 são apresentadas as conclusões relativas a cada estudo 
de caso analisado no Capítulo 6. Além disso, conclusões finais sobre o impacto 
da integração de aerogeradores para a estabilidade de tensão de longo-prazo e 
sugestões de trabalhos futuros visando à investigação de assuntos não 
explorados nesta tese. 
 
 
20 
 
1.6 Trabalhos Publicados 
 
 R. R. Londero, C. M. Affonso, J. P. A. Vieira, Impactos Causados pela 
Integração de Aerogeradores DFIG e Gaiola na Estabilidade de Tensão de 
Longo-Prazo em Sistemas Elétricos, XII Simpósio de Especialistas em 
Planejamento da Operação e Expansão Elétrica, Maio 2012, Rio de Janeiro, 
Brasil, pp.1-9; 
 
 R. R. Londero, C. M. Affonso, J. P. A. Vieira, U. H. Bezerra, Impact of 
Different DFIG Wind Turbines Control Modes on Long-Term Voltage Stability, 
Innovative Smart Grid Technologies (ISGT Europe), 2012 3
rd
 IEEE PES 
International Conference and Exhibition, Oct 2012, Berlin, pp.1-7; 
 
 R. R. Londero, J. P. A. Vieira, C. M. Affonso (2012), Comparative Analysis of 
DFIG Based Wind Farms Control Mode on Long-Term Voltage Stability, 
Advances in Wind Power, Dr. Rupp Carriveau (Ed.), ISBN: 978-953-51-0863-4, 
InTech, DOI: 10.5772/52690. 
 
 R. R. Londero, C. M. Affonso, J. P. A. Vieira, Contribuição de Aerogeradores a 
Velocidade Variável para a Estabilidade de Tensão de Longo-Prazo, XIII 
Simpósio de Especialistas em Planejamento da Operação e Expansão Elétrica, 
Maio 2014, Foz do Iguaçu, Brasil, pp.1-10; 
 
 R. R. Londero, C. M. Affonso, J. P. A. Vieira, Long-Term Voltage Stability 
Analysis of Variable Speed Wind Generators, IEEE Transactions on Power 
Systems (artigo aceito para publicação). 2014. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
21 
 
Capítulo 2 
 
Sistemas Eólicos 
 
2.1 Introdução 
 
A cada ano muitos consumidores adquirem acesso à energia elétrica pelo mundo todo. 
O aumento da demanda de energia torna o sistema de potência cada vez mais solicitado, 
necessitando de reforços e construção de novas linhas de transmissão. As fontes 
renováveis fizeram emergir a importância da preservação ambiental e da diversificação 
das fontes de energia na matriz energética. 
Neste contexto, a energia eólica ganhou bastante importância no cenário 
mundial, alcançando níveis de penetração elevados. Nos anos 80, a concepção 
dinamarquesa de aerogeradores ganhou bastante popularidade pelo baixo custo de 
instalação e simplicidade operacional, conquistando grande aceitação no mercado e na 
indústria. Contudo, devido a grande penetração e incapacidade de fornecer suporte a 
rede elétrica, muitos estudos concluíram que este tipo tecnologia oferece sérios riscos 
para a operação segura e confiável do sistema, especialmente do ponto de vista da 
estabilidade. Para o sistema de potência oferecer operação segura e aceitável, tornou-se 
imprescindível o fornecimento de serviços ancilares por parte dos grandes parques 
eólicos. Capacidade de sobrevivência a afundamentos de tensão (fault ride-through) e 
controle de tensão terminal são alguns dos serviços ancilares exigidos, pelos operadores 
de todo mundo, aos grandes parques eólicos conectados ao sistema de transmissão