Discute os principais aspectos da qualidade das redes de energia elétrica que são impactados devido à conexão de sistemas eólicos de energia à mesma. Elaborado em: 23/05/2011 Pode ser baixado mediante solicitação via blog: marcosmajor.blogspot.com

1. IMPACTO DE SISTEMAS EÓLICOS NA QUALIDADE DE ENERGIA
Índice
1 Evolução da capacidade de geração eólica instalada no mundo
2 Algumas peculiaridades da geração eólica
3 Qualidade da Energia – principais indicadores
3.1 Potência reativa
3.2 Variação de tensão
3.3 Nível de potência de curto circuito
3.4 Cintilação ou “flikers”
3.5 Harmônicas
3.6 Operações de chaveamento
4. Considerações finais
5. Referências
PEA-5762-Desempenho de Linhas Aéreas Frente a Descargas Atmosféricas
Prof. Dr. Alexandre Piantini maio de 2011
Estudo complementar desenvolvido pelos alunos:
Eloi Ruffato
Marcos José Rodrigues dos Santos

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1. Evolução da capacidade de geração eólica instalada
Atualmente, a energia eólica está firmemente estabelecida no âmbito mundial e pode ser
considerada como uma das mais promissoras alternativas para geração de eletricidade a partir
de fontes renováveis.
Segundo o relatório da nona Conferência Mundial de Energia Eólica (2009), o mercado de
energia eólica tem crescido muito rapidamente. Em 2009, a capacidade de geração eólica
instalada no mundo atingiu 159.000 MW, com um crescimento da ordem de 35% em relação a
2008, ignorando o forte impacto da crise econômica ainda presente na época. Há expectativas
de que esta capacidade dobre a cada três anos, de modo que a capacidade instalada no mundo
em 2020 seja da ordem de 1.900.000 MW. A figura 1 abaixo ilustra a evolução em questão.
Figura 1 - Evolução da Capacidade Instalada de Geração Eólica
Fonte: 9ª. Conferência Mundial de Energia Eólica
Os EUA ainda ocupam o posto de líder mundial no que se refere à capacidade instalada,
mantendo cerca de 22% do total mundial, seguido pela China com 16,3%.
EUA, China, Alemanha, Espanha e Índia, juntos, mantêm um total de 72,9% da capacidade
instalada no mundo.
Em termos mundiais a energia eólica é responsável por apenas 2% da demanda mundial de
Eletricidade. Entretanto, há países com indicadores de demanda mais relevantes, tais como,
Dinamarca: 20%, Portugal:15%, Espanha:14% e Alemanha: 9%. Entre 2006 e 2009.

3. 3
A América Latina apresentou a maior taxa de crescimento (113%) de todos os regiões do mundo
e alcançou uma capacidade total de 1.406 Megawatt. Este desenvolvimento, após vários anos
de estagnação, se deve principalmente aos dois maiores mercados, o Brasil (aumento de 78,5%,
com um total de 600 Megawatts) e México (aumento de 372,9%, com um total de 402
Megawatt).
No Brasil, a produção de eletricidade a partir da fontovoltáica alcançou 1.238,4 GWh em 2009.
Isto representa um aumento em relação ao ano anterior (4,7%), quando se alcançou 1.183,1
GWh. Em 2009 a potência instalada para geração elétrica no pais aumentou 45,3%. Segundo o
Banco de Informações da Geração (BIG), da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), o
parque eólico nacional cresceu 187,8 MW, alcançando 602.284 kW ao final de 2009, em
decorrência da inauguração de três parques eólicos, todos no estado do Ceará. O crescimento
da geração elétrica por fonte eólica no ano passado não foi proporcional ao incremento na
capacidade instalada em território nacional porque dois parques eólicos foram inaugurados no
mês de agosto (Praias de Parajuru e Praia Formosa), enquanto que o último empreendimento
(Icaraizinho) foi inaugurado apenas em outubro.
Martins, F.R. et al (2008), afirmam que segundo o Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, mais de
71.000 km2
do território nacional possui velocidades de vento superior a 7 m/s ao nível de 50m,
o que propicia um potencial eólico da ordem de 272 TWh/ano de energia elétrica. Essa é uma
cifra bastante significativa considerando que o consumo nacional de energia elétrica é de 424
TWh/ano. A partir das informações do parágrafo anterior e considerando que, conforme
apresentado na figura 2, a oferta de energia eólica no Brasil é de apenas 0,2% do total , é
razoável estimar que o potencial de crescimento desta forma de energia alternativa é, no
mínimo, promissor.

4. 4
Figura 3 – Oferta Interna de energia Elétrica por fonte – 2009
Fonte: Balanço Energético Nacional 2010 (ano base 2009)
A capacidade mundial de geração de energia eólica instalada no mar corresponde a 1,2% do
total da capacidade instalada no mundo; porém, o crescimento dessas instalações em 2009 foi
de 30%, com destaque para a Dinamarca, Alemanha, Inglaterra, Suécia e China.
Em apenas quatro anos, o setor de energia eólica mais do que duplicou o número de
empregado em todo o mundo. Passou de 235.000 no ano de 2005 a 550.000 em 2009. Há
expectativas de um milhão de empregados em 2014. Tais empregados, a maioria deles
altamente qualificados, estão contribuindo para a geração de 340 TWh de energia elétrica.
Para o futuro está sendo prevista a fabricação de turbinas de 10 MW, bem maiores do que as
turbinas de 2,5 – 3 MW fabricadas atualmente. Essas turbinas, possuem hélices com até 245
metros de diâmetro e devem ser colocadas em mar aberto pelos EUA, Noruega e Inglaterra.

5. 5
2. Algumas peculiaridades da geração eólica
A geração eólica difere, em vários aspectos da geração convencional de energia elétrica. Os
principais pontos a se considerar são as dimensões reduzidas das turbinas de vento individuais
(WT’s – Wind Turbines), a natureza variável do vento e o tipo de gerador elétrico. Em muitos
casos, por serem consideradas de pequeno porte, as WT’s e, até mesmo, as fazendas eólicas são
ligadas a redes de distribuição de baixa tensão ao invés de redes de transmissão de alta tensão.
Isso implica necessidade de especial atenção a questões relacionada com os fluxos de energia e
com os sistemas de proteção do sistema. A natureza variável do vento é muitas vezes encarada
como uma dificuldade, mas na verdade, adequados cuidados no projeto, associados à
tecnologia atualmente utilizada permitem que sejam percebidos poucos problemas. As
primeiras turbinas eólicas seguiam os princípios da turbina a vapor e, assim, eram acopladas em
geradores síncronos. Depois, muitas turbinas mais modernas passaram a ser acopladas a
geradores de indução. É importante considerar que estes últimos demandam energia reativa da
rede, exigindo cuidado no controle do fluxo de carga da rede. Outras máquinas, no entanto, são
capazes de condicionar a energia elétrica e permitir o controle do fator de potência da rede.
Este é um diferencial importante, especialmente nas áreas rurais, onde pode ser indesejável
“consumo” de energia reativa a partir da rede. Os avanços na tecnologia permitiram que a
integração das turbinas eólicas e parques eólicos a redes elétricas já possa ser feita com poucos
problemas. Naturalmente, as características das redes e das turbinas sempre devem ser
avaliadas.
3. Qualidade da Energia
Atualmente, a rede de abastecimento de eletricidade é um moderno e complexo sistema. Uma
característica intrínseca da eletricidade é que
a mesma não pode ser armazenada em grande escala e, portanto, em qualquer instante deve
haver equilíbrio entre produção e demanda. A expressão “qualidade de energia" é usada em
vários momentos do processo de interação entre as tradicionais fontes de produção de energia
elétrica (combustíveis fósseis, nuclear e hidrelétricas) e os consumidores. Por outro lado, nos
últimos 10 anos, um constante aumento do número de fontes de energias renováveis como a
eólica e a solar (fotovoltaica) foi adicionado ao sistema. A seguir, uma breve introdução é dada a
cada um dos principais parâmetros elétricos utilizados para caracterizar a qualidade da energia,
ou mais correto seria dizer, a qualidade da tensão em um determinado ponto do sistema de
abastecimento de eletricidade.

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3.1 Potência reativa
Potência reativa é um conceito associado uma troca oscilante de energia armazenada em
componentes capacitivos e indutivos em um sistema de energia. Pode-se considerar, por
exemplo, que a energia reativa armazenada em componentes capacitivos (tais como,
condensadores e cabos) é consumida por componentes indutivos (por exemplo,
transformadores, motores e lâmpadas fluorescente) e vice-versa. O gerador síncrono é
relevante neste contexto, pois pode produzir potência reativa (situação comum), quando sobre
excitado ou consumir potência reativa quando sub excitado. O controle da tensão é feito pelo
controle do nível de magnetização do gerador. Portanto, um elevado nível de magnetização
resulta numa tensão mais na alta, bem como a produção de potência reativa.
A corrente associada ao fluxo de potência reativa é perpendicular (ou defasado de 90 graus) à
corrente associada à potência ativa e à tensão nos terminais do equipamento em questão. As
perdas no sistema são proporcionais ao quadrado da corrente total. Devido a esta
perpendicularidade, a corrente total resultante é a raiz da soma ao quadrado das duas
correntes. Assim sendo, a corrente reativa contribui tanto para as perdas do sistema como a
corrente ativa. Para minimizar as perdas é necessário manter a corrente reativa tão baixa
quanto possível e isso é feito pela instalação de capacitores próximos à carga indutiva, quando
for este o caso. Além disso, grandes correntes reativas fluindo para cargas indutivas é uma das
principais causas de instabilidade de tensão da rede devido à queda de tensão associadas as
linhas de transmissão. Bancos capacitor localmente Instalados também atenuam esta tendência
e aumentam a estabilidade de tensão na área.
Muitas turbinas são equipadas com geradores de indução, que por sua vez são, basicamente,
motores de indução e, como tais, consumidores de energia reativa, em contraste com os
geradores síncronos que podem produzir potência reativa. Sem carga (em vazio), o consumo de
potência reativa de um motor de indução é da ordem de 35-40% da potência nominal ativa,
aumentando para cerca de 60% quando em plena carga. Se a carga for formada também por
consumidores de potência reativa, a questão se agrava. Para minimizar as perdas e aumentar a
estabilidade da tensão, as turbinas são compensadas a um nível entre a demanda reativa em
marcha lenta e a condição de plena de carga, dependendo das necessidades da concessionária
local ou da empresa de distribuição. Assim, o fator de potência da turbina, que é a relação entre
potência ativa e aparente é, em geral, situado numa faixa acima de 0,96. Para turbinas com
sistemas inversores de largura de pulso modulada (PWM), a potência reativa pode ser
controlada pelo inversor; assim, estas turbinas podem ter um fator de potência 1,00. Vale
lembrar que tais sistemas inversores também permitem o controle da tensão, por meio do
controle da potência reativa, ou seja, gerando ou consumindo potência reativa.

7. 7
3.2 Variação de tensão
Variações de tensão causadas por flutuações de cargas e/ou de produção de energia é a causa
mais comum de reclamações sobre a qualidade da tensão. Sob o ponto de vista da produção,
Rosas, P.A.C. et al (2002) afirmam que as variações cíclicas diárias do vento são apontadas como
a causa principal das variações lentas de tensão, também chamadas variações estáticas da
tensão. A caracterização do potencial eólico permite conhecer as variações lentas da tensão e
averiguar a eventual necessidade ações corretivas. Sob o ponto de vista da carga, grandes
distúrbios podem ser causados por aparelhos de fusão, máquinas de solda a arco e partida de
grandes motores. Em sistemas bem projetados, lentas variações de tensão entre -10% e +6% do
valor nominal (em degraus de 3%) são frequentes (ocorrem algumas vezes por dia) e não são
preocupantes, apesar de visíveis a olho nu.
Rosas, P.A.C. e et al (2002) recomendam que diante de tensão fora dos padrões estabelecidos
pelo operador da rede elétrica local, deverão ser consideradas ações como:
 Instalação de transformadores com regulação em carga;
 Instalação de bancos de capacitores variáveis e controláveis;
 Reajuste das tomadas (taps) dos transformadores instalados;
 Ajuste da potência reativa fornecida localmente;
 Reforço da rede elétrica;
 Desligamento das centrais eólicas em condições especiais.
3.3 Nível de potência de curto circuito
O nível de potência de curto circuito num dado ponto de uma rede de energia elétrica é um
indicador da sua capacidade de absorver distúrbios sem se desequilibrar. Embora não seja
diretamente um parâmetro de qualidade de tensão, tem uma grande influência sobre a
estabilidade da mesma. Qualquer ponto “p” da rede pode ser modelado como um circuito
equivalente como mostra a figura 2. Numa posição distante deste ponto, a tensão da linha pode
ser tomada com uma constante, não influenciada pelas condições em p. Convencionando-se a
tensão nesta posição remota como Usc, o nível de potência de curto circuito Ssc em MVA pode
ser dado por Usc2
/ Zsc, onde Zsc é a impedância da linha. Por outro lado, variações na carga
(ou na produção) em p pode causar variações de corrente na linha e esta por sua vez, pode
causar uma variável queda de tensão (∆U) sobre a impedância de linha Zsc. A Tensão em p (UL)
é a diferença entre Usc e ∆U. Tal diferença pode ser percebida por outros consumidores
conectados em p como sendo um distúrbio.

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Figura 2 – circuito equivalente
Fonte: Energie - Wind Turbine Grid Connection and Interaction.
Linhas fortes ou fracas são termos frequentemente utilizados relacionados à potência das
instalações de energia eólica. Uma análise da figura 2 evidencia que, se a impedância Zsc é
pequena, então, a variação de tensão em p também será pequena (a linha é forte). Por outro
lado, se Zsc é grande, a variação da tensão em p será grande (a linha é fraca). Forte e fraca são
termos relativos. Para qualquer instalação de energia eólica de capacidade instalada de P (MW)
a relação RSC = SSC / P é uma medida da força. A rede é forte em relação à instalação se RSC é
acima de 20 a 25 vezes e fraca para RSC abaixo de 8 a 10 vezes. Dependendo do tipo de
equipamento elétrico conectado à turbina a operação pode ocorrer de forma bem sucedida,
mesmo numa rede tido com fraca. Atenção especial deve ser dada aos casos de geração por
turbina única (ou poucas turbinas). Naturalmente, o sistema fica mais sensível do que nos casos
de instalações com muitas unidades.
3.4 Cintilação ou “flikers”
Segundo Rosas e et al (2002), as variações da velocidade do vento em escalas de tempo de
milissegundos a minutos, também chamadas de turbulência atmosférica, aliadas a aspectos
dinâmicos estruturais das turbinas eólicas são responsáveis pelas variações dinâmicas de
tensão, normalmente contabilizadas através do fenômeno de cintilação (“flicker”).
A avaliação de “flicker” é normalmente executada com base na norma IEC 1000/03/07 que
fornece orientações para limites de emissão de flutuações de cargas em media tensão (entre
1kV e 36 kV) e alta tensão (entre 36kV e 230 kV). Tal norma fornece os níveis de planejamento,
isto é, os níveis totais de “flicker” que não deve ser ultrapassado, bem como os níveis de
emissões máximos de uma instalação individual. Os valores são apresentados na tabela 1.
Nível de planejamento Nível de emissãoFator de severidade de
“flicker” Média tensão Alta tensão Média e alta tensão
Pst 0,9 0,8 0,35
Plt 0,7 0,6 0,25
Tabela 1 – Fonte: transcrita da norma IEC 1000-3-7

9. 9
Os parâmetros de emissão de flicker são medidos em testes de certificação. Estes valores são
fornecidos para diferentes ângulos de impedâncias características das redes elétricas e para
diferentes velocidades médias de vento.
Segundo Rosas e et al (2002), O cálculo da emissão de “fliker” é normalizado em relação à
potência de curto circuito, o que possibilita o seu cálculo a partir de uma única turbina eólica.
Deve-se utilizar a seguinte expressão:
onde:
Pst representa o “flicker” emitido por uma turbina eólica para períodos curtos de
tempo;
Plt, é o “flicker” emitido em períodos de tempo longos;
c(Ψcc, ‫ע‬a) é coeficiente de emissão de flicker fornecido pelo fabricante;
Ψcc é o ângulo característico da rede elétrica (fornecido pelo concessionário ou estimado);
‫ע‬a é a velocidade média anual de vento (medida no local);
Sn é a potência nominal da turbina eólica; e
Scc é a potência de curto circuito no ponto de conexão.
O termo de emissão de “flicker” de uma única turbina eólica durante operação de mudança de
gerador e partida da mesma, deve ser especificado como segue nas equações abaixo:
Onde:
Pst é o “flicker” emitido por uma turbina eólica em tempo curto (10 minutos);
Plt é o “flicker” emitido em tempo longo (120 minutos);
Kf (Ψcc) é o coeficiente de emissão de “flicker” fornecido pelo fabricante,
Ψcc é o ângulo característico da rede elétrica (fornecido pelo concessionário),
Sn é a potência nominal da turbina eólica;
Scc é a potência de curto circuito no ponto de conexão,
N10 e N120 são os números máximos de chaveamento permitidos pelo sistema de controle em
10 e 120 minutos, respectivamente.
(1)
(2)
(3)

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No caso de várias turbinas eólicas, o parâmetro de emissão contínua de flicker da
central eólica pode ser representado por:
Onde:
i refere-se à i-ésima turbina eólica da central eólica e Nt.e. é o número total de
turbinas eólicas. Os outros fatores são os mesmos definidos anteriormente.
O termo de emissão de “flicker” de várias turbinas durante as operações de mudança de
gerador e partida das mesmas deve ser especificado como segue nas equações abaixo:
Nas equações (5) e (6) a notação é a mesma utilizada para as expressões (2) e
(3) de emissão contínua de flicker.
A IEC 61000-4-15 especifica um instrumento medidor de “flicker” que pode ser usado para a
medição de “flicker” diretamente. Como o “flicker”, em geral, é o
resultado do “flicker” já presente na linha e da emissão a ser medida, uma medida direta requer
que a impedância da fonte tenha valor constante e isso não é viável para sistemas de geração
por turbinas de vento devido ao seu tamanho. Ao invés disso, a medição de “flicker” baseia-se
nas medições de três fases tensões e correntes instantaneamente, seguidas por uma
determinação analítica do Plt (“flicker” emitido em tempo longo) para diferentes ângulos e
impedância da rede por meio de um “algoritmo de flicker" . Na prática, o instrumento medidor
de “flicker” especificado pela IEC acaba sendo simulado por um programa de computador.
(5)
(4)
(6)

11. 11
3.5 Harmônicas
Harmônicas é um fenômeno associado à distorção da onda senoidal fundamental da rede
tensões, que por sua vez, é puramente senoidal na situação ideal. O conceito remonta ao
matemático francês Josef Fourier, que no início dos anos 1800 constatou que qualquer função
periódica pode ser expressa como uma soma de curvas senoidais com diferentes freqüências
que vão desde a freqüência fundamental - a primeira harmônica – até os seus múltiplos inteiros,
onde o inteiro designa a ordem da harmônica. A figura 3 mostra a distorção da freqüência
fundamental da tensão para o 50 Hz devido à adição de 20% de amplitude na terceira
harmônica (150 Hz).
Figura 3 - Distorção harmônica de terceira ordem
Fonte: Energie - Wind Turbine Grid Connection and Interaction.
Perturbações harmônicas são produzidas por muitos tipos de equipamentos elétricos.
Dependendo de sua ordem, podem causar diferentes tipos de danos a diferentes tipos de
equipamentos elétricos. Todas as correntes harmônicas causam aumento da corrente
circulante, implicando possível superaquecimento em capacitores, uma vez que a impedância
de um capacitor decresce proporcionalmente ao aumento da freqüência. Como harmônicos
com ordem três e múltiplos ímpares mais elevados do que três estão em fase em uma rede
trifásica equilibrada, não podem se cancelar entre as fases, o que causa correntes circulantes
nos enrolamentos de transformadores conectados em delta, novamente implicando um possível
superaquecimento de componentes do sistema. As harmônicas mais altas podem ainda dar
origem a um aumento do ruído nos circuitos de telefones analógicos. As cargas mais antigas são
mais propensas a gerar harmônicas, pois se utilizam conversores de freqüência com base na
tecnologia de tiristores. Este tipo de equipamento tem a característica de chavear o sinal uma
vez em cada meio período; isto pode gerar grandes quantidades de harmônicas de ordens
menores, ou seja, até N = 40, conforme mostra a figura 4.

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Figura 4 - Correntes harmônicas de um tiristor de seis pulsos
Fonte: Energie - Wind Turbine Grid Connection and Interaction.
Atualmente é empregada a tecnologia denominada “Pulse width Modulation” (PWM), que por
sua vez, executa o chaveamento do sinal muitas vezes por ciclo e, tipicamente, passa a produzir
harmônicas a partir do ponto onde a tecnologia antiga para, ou seja, por volta de 2kHz. A
amplitude do sinal produzido é pequena e, portanto, facilmente suprimida por filtragem; ao
contrário do que acontece com harmônicas de baixa ordem. A norma IEC 1000/03/06
estabelece diretrizes para níveis de compatibilização e planejamento no que se refere a redes
de média e alta tensão. Também apresenta métodos para avaliação da contribuição de
individual em relação ao nível de distúrbio total. A distorção é expressa como Distorção
Harmônica Total (THD) e o nível de compatibilidade recomendada em um sistema de média
tensão é de 8%, enquanto os níveis indicativos de planejamento para um sistema de média
tensão é de 6,5% e 3% em um sistema de alta tensão. Com base nas amplitudes (ou valores
RMS) dos harmônicos presentes na tensão, a THD pode ser calculada como:
Onde, Un são as harmônicas individuais e U1 a amplitude fundamental (ou valor RMS).

13. 13
3.6 Operações de chaveamento
Conexão e - em menor grau – desconexão de equipamentos elétricos em geral e geradores /
motores de indução em especial, dá origem aos chamados transientes de curta duração que
provocam a circulação de altas correntes, causando perturbações na rede e elevados picos de
torque no acionamento de uma turbina de vento ligada diretamente a um gerador de indução.
Neste contexto, as turbinas de vento classificam-se em dois grupos. O primeiro utilizando-se de
eletrônica de potência, para conduzir toda a potência nominal do gerador num circuito
principal. O segundo grupo com zero ou uma pequena parcela da potência nominal sendo
conduzida por sistemas eletrônicos por meio de um circuito secundário - geralmente
correspondente ao circuito do rotor de um gerador de indução. No primeiro grupo, a eletrônica
de potência pode controlar a corrente de entrada continuamente de zero ao valor nominal.
Com isso, as perturbações à rede durante as operações comutação são mínimas e não merecem
se discutidas aqui. Entretanto, preocupação especial deve ser dedicada ao outro grupo, pois a
tecnologia adotada pode permitir a circulação de corrente de cinco a sete vezes a corrente
nominal do gerador por um breve período (menos de 100ms), onde os picos são
consideravelmente altos (até 18 vezes a corrente nominal). A fim de diminuir estes efeitos as
turbinas do segundo grupo são equipadas com limitadores de corrente (ou “soft starter”)
baseados na tecnologia de tiristores que tipicamente limita os mais altos valores RMS da
corrente de entrada para um nível abaixo – cerca de duas vezes a corrente nominal do gerador.
O “soft starter” tem uma capacidade limitada térmica e é curtocircuitado por um contator que
pode conduzir a corrente de carga plena quando a ligação à rede for concluída. Além de reduzir
o impacto sobre a
rede, o “soft starter” também efetivamente atenua os os picos de torque no entreferro do
gerador associadas com os picos de corrente e, consequentemente, reduz a cargas sobre a caixa
de velocidades.
4. Considerações finais
Interfaces eletrônicas para a geração distribuída de energia estão se aproximando de uma
estrutura comum.
Geradores de velocidade variável (turbinas eólicas e gás) estão evoluindo para alternadores
conectados diretamente, especialmente na faixa de MW, e utilizando retificadores ativos ou
passivos (diodos).
Fontes de energia renováveis (painéis fotovoltaicos, aerogeradores) são mais freqüentemente
utilizadas em paralelo com o sistema para atingir o nível de potência desejado. A integração
destas fontes podem ser realizadas num link DC como alternativa ao paralelo normal (AC) a
nível de rede. Neste caso inversores centralizados de alta potência são utilizados como interface
com a rede.
A questão da variação de tensão apresentou-se de forma polêmica, mas podemos admitir que
se bem projetadas, as turbinas eólicas não oferecem, de fato, variações de tensão em níveis
descontrolados.

14. 14
A julgar pelo potencial eólico brasileiro e pelo atual nível de domínio da tecnologia empregada
em sistema considrados, é razoável entender que a energia eólica tem um futuro promissor no
Brasil e no mundo.
5. Referências
Deutsches Windenergie-Institit – Tech-wise A/S DM Energy. Energie. Wind Turbine Grid
Connection and Interaction. Germany: 2001,29p.
Empresa de Pesquisa Energética (Brasil). Balanço Energético Nacional 2010: Ano base 2009 /
Empresa de Pesquisa Energética. – Rio de Janeiro : EPE, 2010.
276 p. : 180 il. ; 23 cm.
MARTINS, F.R.; GUARNIERI, R.A.; PEREIRA, E.B. O Aproveitamento da Energia Eólica. Revista
Brasileira de Ensino de Física, v. 30, n. 1, 1304 (2008).
WWEA World Wind Energy Association. 9 Th World Wind Energy Report 2009. Disponível
em:http://www.wwindea.org/home/images/stories/worldwindenergyreport2009_s.pdf.
Acessado em 05 de abril de 2011.