V SBQEE REQUISITOS DE QUALIDADE DE ENERGIA PARA AS TURBINAS EÓLICAS CONECTADAS À REDE ELÉTRICA: UMA EXPERIÊNCIA BRASILEIRA.
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- João Lucas Castro Bicalho
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1 V SBQEE Seminário Brasileiro sobre Qualidade da Energia Elétrica 17 a 20 de Agosto de 2003 Aracaju Sergipe Brasil Código: AJU Tópico: Normas e Recomendações REQUISITOS DE QUALIDADE DE ENERGIA PARA AS TURBINAS EÓLICAS CONECTADAS À REDE ELÉTRICA: UMA EXPERIÊNCIA BRASILEIRA. Thelma M. M. Pinheiro* Companhia Energética do Ceará COELCE Paulo C. M. Carvalho Universidade Federal do Ceará UFC Ruth P. S. Leão Universidade Federal do Ceará UFC RESUMO Este artigo investiga os requisitos de qualidade de energia em redes elétricas com turbinas eólicas conectadas e compara os Procedimentos de Redes em Padrões de Desempenho da Rede Básica em vigor no Brasil, aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) Resolução 140/2002, com as práticas propostas pelo Comitê Eletrotécnico Internacional (IEC) Norma ( ) que trata de Medidas e Avaliação das Características de Qualidade de Energia das Turbinas Eólicas Conectadas às Redes Elétricas. A norma IEC descreve procedimentos de medições e de avaliação para quantificar a qualidade de energia de turbinas eólicas conectadas à rede elétrica. PALAVRAS-CHAVE Energia Eólica, Qualidade de Energia, Turbina Eólica, Impactos na Rede Elétrica, Interconexão à Rede Elétrica INTRODUÇÃO Segundo dados do Balanço Energético Nacional de 2002 o Brasil é o segundo maior produtor e o terceiro de maior capacidade instalada de geração hidrelétrica mundial [1]. A hidroeletricidade ocupa 79,08% da geração de energia elétrica no país, tornando-o internacionalmente reconhecido como detentor de uma das matrizes energéticas mais renováveis do mundo [2]. No entanto, a hidroeletricidade não é a única vocação do país. O Brasil apresenta uma capacidade de geração eólio-elétrica de MW somente no estado do Ceará [3]. A crise energética experimentada no país em 2001 tornou evidente a necessidade de diversificação da matriz energética no que tange a produção de energia elétrica. Durante a crise instaurou-se no país uma política de incentivo à termoeletricidade, no entanto com o re-direcionamento político do governo federal, ressurge a expectativa de uma política energética voltada à geração de energia elétrica a partir de fontes limpas e renováveis. O Brasil possui nove usinas de geração eólio-elétrica, totalizando 22,03 MW de empreendimentos em operação e MW empreendimentos outorgados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) [2]. O estado do Ceará é líder na exploração de eólioeletricidade no Brasil com uma capacidade instalada de 17,4 MW totalizando 79% da capacidade instalada no país. Das 86 usinas em outorga no país, 29 têm sede em municípios cearenses representando 20,32% da potência total outorgada [2]. A tendência de aumento na potência dos aerogeradores e de maior participação desse modelo de geração integrada à rede elétrica tem despertado no Brasil interesse sobre a influência da integração da geração eólio-elétrica na qualidade da energia. Este artigo apresenta uma avaliação dos procedimentos de medição e análise da qualidade de energia à luz das normas internacionais e dos procedimentos de interligação à rede adotados pela legislação brasileira. O artigo relaciona os distúrbios que devem ser medidos e avaliados de acordo com o IEC (International Electrotechnical Comission) e o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) de modo que caracterizem a qualidade da energia de redes com geração eólio-elétrica. * Rua Barão do Rio Branco, 2955, Centro - CEP Fortaleza - CE - BRASIL Tel.: +55 (085) FAX: +55 (085) thelma@coelce.com.br
2 CARACTERÍSTICAS DOS PARQUES EÓLICOS Os aerogeradores utilizados nos parques eólicos no Brasil são em sua grande maioria turbinas com rotor horizontal e conectadas a geradores síncronos. Os parques eólicos são conectados à rede em um nível de tensão compatível com a potência do arranjo. Os módulos de centrais eólicas hoje em operação no Brasil estão conectados à rede em média tensão (10~20V), podendo ser conectados diretamente ao transformador da subestação, para o caso de parques de grande porte, ou conectados à rede através de alimentadores próprios. Para avaliar a qualidade da energia elétrica em redes com geração eólio-elétrica é preciso reconhecer alguns aspectos específicos da geração eólica, como por exemplo: a) a dependência da produção de energia elétrica com a velocidade do vento; b) os parâmetros de qualidade de energia das turbinas eólicas; c) as características da aerodinâmica e mecânica do rotor da turbina e do controle; d) a qualidade de energia na rede elétrica com os aerogeradores desconectados a fim de avaliar a influência de outros produtores e consumidores conectados à rede; e) a avaliação da operação da rede em estado permanente com as turbinas eólicas conectadas à rede; f) a avaliação da operação da rede sob condições especiais de operação de chaveamento em que as turbinas são ligadas e desligadas, tanto individualmente como em conjunto [4]. A integração de aerogeradores à rede se não devidamente planejada pode causar interferências e problemas de qualidade da energia elétrica do tipo variação da tensão em estado permanente, flutuação de tensão, flicer, e harmônicos. Os principais fatores que influenciam na perturbação do sistema elétrico são: a potência de curto-circuito da rede no ponto de acoplamento comum, a potência aparente nominal da turbina eólica, as propriedades do projeto elétrico e do método de operação. Parques eólicos com potência inferior a 3% da potência de curto-circuito no ponto de entrega não provocam maiores problemas relacionados à qualidade da energia [5]. Para valores superiores a 3%, a tolerância aos distúrbios, assim como as soluções aplicadas para mitigá-los são acima de tudo resultantes do compromisso das concessionárias entre a qualidade da energia e os custos envolvidos na implantação das ações para redução dos efeitos REQUISITOS DE QUALIDADE DE ENERGIA PARA AS TURBINAS EÓLICAS Em áreas com baixa potência de curto-circuito e ausência de um regulamento específico, a penetração crescente de energia eólica levanta inumeráveis questionamentos sobre o efeito da interligação na qualidade de energia da rede elétrica. A qualidade da energia pode tornar-se um fator determinante para a instalação de turbinas eólicas. Os efeitos que requerem investigação incluem mudanças na potência de curto circuito, variações na potência de saída, flutuações na tensão que são o resultado de variações na produção de energia, efeito de cintilação luminosa, desbalanceamento de tensão, harmônicas, interharmônicas, direção de fluxo de energia, compatibilidade e interferência entre fonte e geração. O principal foco está em assegurar a qualidade de tensão de fornecimento ao cliente. Para tanto dois critérios de avaliação podem ser adotados. O primeiro consiste na limitação de injeção de potência no ponto de interligação, caracterizando as turbinas eólicas somente por sua relação de potência. O segundo critério consiste em uma avaliação para determinar a quantidade real de energia eólica que pode ser conectada à rede mantendo um mínimo de distorção. Para tanto, os parâmetros de qualidade de energia das turbinas eólicas devem ser conhecidos, e o desempenho destas deve ser o mais alto possível. A aplicação do primeiro critério tem sido até recentemente o mais comumente utilizado [6]. Entretanto, como uma conseqüência do ganho de experiência e o aumento no entendimento do assunto, existe um reconhecimento de que avaliações centradas no segundo critério têm um benefício maior. Para que exista tal avaliação detalhada antes da instalação das turbinas eólicas, as características elétricas das turbinas devem ser conhecidas. As práticas brasileiras vigentes adotam os Procedimentos das Redes - Módulo 2 que trata de Padrões de Desempenho da Rede Básica, e requisitos mínimos para suas instalações propostos pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) com a participação de agentes representativos e ratificados pela ANEEL. 3.1 Procedimentos de Rede - Módulo 2 - Padrões de Desempenho da Rede Básica Os Procedimentos de Rede são documentos elaborados pelo ONS, os quais estabelecem os procedimentos e os requisitos técnicos para o planejamento, a implantação, o uso e a operação do Sistema Interligado Nacional e as responsabilidades do ONS e de todos os demais Agentes de Operação. O Módulo 2 dos Procedimentos de Rede trata dos Padrões de Desempenho da Rede Básica que pode ser medido a partir da avaliação de um conjunto de quesitos tais como tensão, freqüência, nível de harmônicos, etc. Para cada quesito pode-se estabelecer um ou mais indicadores que devem ser monitorados de forma a caracterizar o desempenho [7]. O sub-módulo 2.2 estabelece os Padrões de Desempenho da rede básica para os itens abaixo descritos relevantes à avaliação da qualidade de energia das turbinas eólicas.
3 Continuidade A continuidade do serviço da rede básica é representada por indicadores monitorados em pontos de controle. Em relação à energia eólica, pode-se entender por ponto de controle a instalação ou conjunto de instalações que faz fronteira com os ativos de conexão da geração eólica. Entende-se como interrupção do ponto de controle a condição em que o mesmo permanece com tensão nula por um período maior ou igual a um minuto, devido a problemas internos ou externos à rede básica, considerando quaisquer eventos, locais ou remotos, inclusive os programados. [7] Para avaliação da continuidade do serviço são utilizados os seguintes indicadores: a) DIPC Duração da Interrupção do Ponto de Controle; b) FIPC Freqüência da Interrupção do Ponto de Controle; c) DMIPC Duração Máxima da Interrupção do Ponto de Controle. Os limites para cada ponto de controle deverão ser definidos em resolução ANEEL específica ou em acordo operativo entre gerador e concessionária Tensão em Regime Permanente No que se refere aos valores de tensão em regime permanente o padrão de desempenho da Rede Básica, nos pontos de conexão, deve atender os requisitos que constam na resolução N o 505/2001 da ANEEL que trata da conformidade dos níveis de tensão de energia elétrica em regime permanente segundo Tabelas 1 e 2 [8]. Tabela 1 - Tensão nominal igual ou superior a 230 V. Classificação da Tensão de Atendimento (TA) Adequada Precária Crítica Faixa de variação da Tensão de Leitura (TL) em relação à Tensão Contratada (TC) 0,98 TC TL 1,03 TC 0,95 TC TL < 0,98 TC ou 1,03 TC < TL 1,05 TC TL < 0,95 TC ou TL > 1,05 TC Tabela 2 - Tensão nominal superior a 1 V e inferior a 230 V Classificação da Tensão de Atendimento (TA) Adequada Precária Crítica Flutuação Faixa de variação da Tensão de Leitura (TL) em relação à Tensão Contratada (TC) 0,95 TC TL 1,03 TC 0,90 TC TL < 0,95 TC ou 1,03 TC < TL 1,05 TC TL < 0,90 TC ou TL >1,05 TC As flutuações de tensão nos barramentos provocadas pela operação das cargas não lineares podem provocar uma série de distúrbios ao se propagarem através da rede. Entretanto, sem prejuízo de futuras considerações dos demais efeitos associados a estas flutuações, este item tratará exclusivamente daqueles relacionados à cintilação luminosa. A severidade da cintilação luminosa é a representação quantitativa do incômodo visual percebido pelas pessoas expostas ao fenômeno de cintilação. Os indicadores de severidade de cintilação adotados como representativos da flutuação de tensão num dado barramento são: a) Pst - Probabilidade de severidade de flicer de curta duração que representa a severidade dos níveis de cintilação associados à flutuação de tensão verificada num período contínuo de 10 minutos; b) PstD95% é o valor do indicador Pst que foi superado em apenas 5% dos registros obtidos no período de 1 dia (24 horas); c) Plt - Probabilidade de severidade de flicer de longa duração representa a severidade dos níveis de cintilação associados à flutuação de tensão verificada num período contínuo de 2 horas; d) PltS95% é o valor do indicador Plt que foi superado em apenas 5% dos registros obtidos no período de uma semana, sete dias completos e consecutivos. Os valores dos limites globais inferiores e superiores que serão considerados para controlar a flutuação de tensão são apresentados nas Tabelas 3 e 4, os quais são expressos para tensão secundária de distribuição em 220 V. Considera-se a atenuação esperada quando a flutuação de tensão se propaga dos barramentos da rede básica para os barramentos da rede secundária de distribuição. O termo FT na Tabela 3 e 4 é o Fator de Transferência aplicável entre o barramento da rede básica sob avaliação e o barramento da tensão secundária de distribuição eletricamente mais próximo. FT é calculado pela relação entre o valor de PltS95% do barramento da rede básica sob avaliação e valor de PltS95% do barramento da rede de distribuição. No caso dos FT entre os barramentos envolvidos não serem ainda conhecidos através de medição, poderão ser aplicados para a avaliação da flutuação de tensão nos barramentos os valores indicados na Tabela 4. Tabela 3 - Limites globais para tensão secundária de distribuição Limite PstD95% PltS95% Limite Global Inferior 1 pu/ft 0,8 pu/ft Limite Global Superior 2 pu/ft 1,6/FT Tabela 4 - Fatores de transferência Barramento Nominal maior FT = 0,65 ou igual a 230 V 69 V maior ou igual a Barramento de FT = 0,8 Tensão Nominal menor que 230 V Barramento Nominal menor FT = 1,0 que 69 V Distorção Harmônica Entende-se por Distorção Harmônica Total (DHTT) a raiz quadrada do somatório quadrático das relações de tensões harmônicas de ordens 2 a 50 pela fundamental. Esse conceito procura quantificar o conteúdo harmônico total existente em um determinado barramento [7].
4 424 Os padrões globais de tensões harmônicas de ordens 2 a 50 são apresentados nas Tabelas 5 e 6 bem como o padrão para a DHTT. O valor de cada indicador a ser comparado com o valor padrão será assim obtido: a) determina-se o valor que foi superado em apenas 5% dos registros obtidos no período de 24 horas, ao longo de sete dias consecutivos; b) o valor do indicador corresponde ao maior dentre os sete valores obtidos, anteriormente, em base diária. Tabela 5 - Limites globais de tensão expressos em porcentagem da tensão fundamental para V < 69 V V < 69 V ÍMPARES PARES 3, 5, 7 5% 2, 4, 6 2% 9, 11, 13 3% 8 1% 15 a 25 2% 27 1% DHT T= 6% Tabela 6 - Limites Globais expressos em porcentagem da Tensão Fundamental para V 69 V V 69 V ÍMPARES PARES 3, 5, 7 2% 2, 4, 6 1% 9, 11, 13 1,5% 8 0,5% 15 a 25 1% 27 0,5% DHTT = 3% O valor de cada indicador a ser comparado com o valor padrão será assim obtido: a) determina-se o valor que foi superado em apenas 5% dos registros obtidos no período de um dia (24 horas), ao longo de sete dias consecutivos; b) O valor do indicador corresponde ao maior dentre os sete valores obtidos, anteriormente, em base diária Variação de Curta Duração As variações de tensão de curta duração constituem-se em um dos principais fenômenos a serem tratados no âmbito da qualidade de energia elétrica tendo em vista os prejuízos que podem causar aos agentes consumidores. A duração da Variação de Curta Duração é definida pelo intervalo de tempo decorrido entre o instante em que o valor eficaz da tensão em relação à tensão nominal do sistema no ponto considerado ultrapassa determinado limite e o instante em que a mesma variável volta a cruzar este limite. A partir da duração e amplitude, as variações de tensão de curta duração são classificadas como descrito na Tabela 7. O termo variação momentânea de tensão compreende os eventos com duração inferior ou igual a três segundos. O termo variação temporária de tensão compreende os eventos com duração superior a três segundos e inferior ou igual a um minuto [7]. A este fenômeno não foram atribuídos padrões de desempenho. Tabela 7: Denominação das Variações de Curta Duração Classificação Denominação Duração Variação Momentânea Variação Temporária Interrupção Momentânea Afundamento Momentâneo Elevação Momentânea Interrupção Temporária Afundamento Temporário Elevação Temporária t 3s 1c t 3s 1c t 3s 3s<t 1min 3s<t 1min 3s<t 1min 3.2 Norma Internacional IEC Amplitude da tensão eficaz em relação a nominal V <0,1pu 0,1pu V < 0,9pu V >1,1pu V <0,1pu 0,1pu V <0,9pu V >1,1pu A norma IEC de dezembro de 2001 trata dos Sistemas de Geração a Turbinas Eólicas. A Parte 21 dessa norma trata da Medição e avaliação das características de qualidade de energia de turbinas eólicas conectadas à rede. A norma contém as definições e especificações das quantidades a serem determinadas para caracterizar a qualidade da energia de uma turbina eólica conectada a uma rede, os procedimentos para medição para quantificação das características e os procedimentos para avaliação da conformidade dos requisitos de qualidade de energia esperados de um tipo de turbina eólica quando dispostos em um lugar especifico, possivelmente em grupos. Os procedimentos são válidos para turbinas eólicas conectadas à média ou alta tensão, com freqüência fixa dentro ± 1 Hz; com suficiente capacidade de regulação entre potência ativa e reativa e carga suficiente para absorver a produção de energia eólica [9]. A avaliação da qualidade de energia para turbinas eólicas pode ser realizada para tensão de regime permanente e para variações de curta duração. De acordo com a norma internacional, na avaliação da qualidade de energia relacionada às variações de curta duração, deverão ser consideradas as flutuações de tensão nas operações contínua e de chaveamento e as distorções harmônicas. Para a avaliação da tensão em regime permanente, a análise do fluxo de carga deve ser exigida para assegurar que a instalação da turbina eólica não eleve a magnitude da tensão a valores acima dos limites estabelecidos pela Lei.
5 Tensão em Regime Permanente O impacto das turbinas eólicas na magnitude da tensão é comumente mais crítico se as turbinas eólicas e os consumidores compartilham o mesmo alimentador de média tensão. Nestes casos a principal preocupação é que a energia eólica possa levar a tensão de fornecimento dos consumidores para fora dos limites aceitáveis. De acordo com estudos realizados os valores da variação de tensão podem ficar entre +6% e -10% ou +10% e -10% do valor nominal [5]. A magnitude da tensão poderá ser avaliada pela execução do fluxo de carga. Comumente a magnitude máxima da tensão é encontrada assumindo a situação de carga mínima no sistema e produção máxima. A magnitude mínima acontecerá assumindo zero de produção e carga máxima Flutuação A potência instável de uma turbina eólica durante a operação contínua é uma fonte de cintilação. A emissão de cintilação luminosa deverá ser limitada a um valor aceitável. Existem limites para as emissões de curta e longa duração, das quais a de longa duração é sempre a mais severa e prejudicial. Segundo a norma IEC, o limite de longa duração refere-se a um período de observação de duas horas. A emissão de longa duração de uma turbina eólica durante a operação contínua é igual à emissão de curta duração, o parâmetro que varia neste caso é somente o tempo de observação. A conformidade com o limite das emissões de longa duração assegura que também o limite da emissão de curta duração está sendo respeitado [10]. De acordo com a IEC , o coeficiente de cintilação luminosa para uma turbina eólica em operação contínua para um ângulo de fase da impedância de curto-circuito igual a ψ é: Onde: P ST,fic S n S,fic S c ( ψ ) = PST,fic S,fic é a emissão de cintilação luminosa de uma turbina eólica em uma rede fictícia; é a potência aparente considerada para uma turbina eólica; é a potência aparente de curto-circuito de uma rede fictícia. Para a operação contínua, as emissões de cintilação luminosa de curta (P st ) e longa (P lt ) duração podem ser calculadas através da expressão: Sn P st = Plt = c( ψ, v a ) (2) S em que c(ψ,v a ) S n S coeficiente de cintilação luminosa para a turbina eólica para um dado ângulo de fase ψ e para uma dada velocidade média anual, v a, na altura do eixo da turbina eólica; potência aparente nominal; potência aparente de curto circuito. n (1) A emissão de cintilação luminosa resultante de operações de chaveamento para uma única turbina pode ser estimada aplicando-se as equações: 0,31 Sn P st = 18 N10 f ( ψ ) (3) S 0,31 Sn (4) P lt = 8 N120 f ( ψ ) S 1 SK,fic 0,31 (5) f ( ψ ) = PST,fic Tp 130 Sn Onde N 10 número máximo de um tipo de operação de chaveamento num período de 10 minutos; N 120 número máximo de um tipo de operação de chaveamento num período de 120 minutos; f (ψ) fator de passo para a cintilação luminosa em turbinas eólicas; T p período de medição, longo o bastante para assegurar que o transitório da operação de chaveamento foi amortecido, assim limitado para excluir possíveis flutuações na potência devidas à turbulência. No caso de mais de uma turbina, a emissão de cintilação luminosa será obtida a partir do somatório das emissões de cintilação luminosa de cada turbina. A flutuação de tensão devido a uma turbina eólica deverá ser limitada conforme IEC [11] Harmônicas Harmônicas e interharmônicas distorcem a forma de onda da tensão. Em geral, a distorção na forma de onda é devida a uma alta corrente distorcida em um barramento fraco da rede elétrica. Assim, antes de conectar uma turbina eólica com conversores eletrônicos a redes elétricas fracas, é necessário assegurar que a emissão de harmônicas e interharmônicas de altas ordens seja suficientemente limitada. Para o cálculo da corrente harmônica no PCC devida ao parque eólico com um número N WT de turbinas eólicas tem-se que [10]: N β wt I β h,i I h = i= 1 n (6) i N wt n i número de turbinas eólicas relação do transformador na i-ésima turbina eólica I h,i corrente harmônica de ordem h na i-ésima turbina eólica β expoente segundo Tabela 8 Tabela 8: Expoente para cálculo da corrente harmônica Ordem da Harmônica β h < 5 1,0 5 h 10 1,4 h < 10 2,0
6 426 De acordo com a norma IEC , os limites para emissão de correntes harmônicas seguem o mostrado na Tabela 9 [12]. Tabela 9: Limites de emissão de correntes harmônicas Ordem da harmônica Limites de emissão de correntes harmônicas em relação à corrente nominal Ímpares Pares h < 11 4,0% 1,0% 11 h < 17 2,0% 0,5% 17 h < 23 1,5% 0,4% 23 h < 35 0,6% 0,2% 35 h < 50 0,3% 0,1% DHTC 5,0% Na Tabela 9 entenda-se a sigla DHTC como a Distorção Harmônica Total de Corrente COMPARAÇÃO ENTRE AS NORMAS Atualmente os procedimentos existentes no Brasil para a avaliação da qualidade de energia estão em passo de desenvolvimento, porém ainda não contemplam aspectos específicos das turbinas eólicas quando conectadas à rede. Isto não significa que a norma brasileira não tenha indicadores para avaliar a qualidade da energia gerada pelas turbinas eólicas. A conceituação dos parâmetros a serem medidos e controlados supera aqueles indicados na norma internacional. Um exemplo desta afirmação é a definição e inclusão dos indicadores de continuidade para pontos de controle. Para a avaliação das flutuações de tensão, observamse algumas divergências. Enquanto a norma IEC avalia tanto a variação de tensão máxima permitida como as emissões de cintilação luminosa os Procedimentos de Rede do ONS quantificam e exigem padrões apenas para as emissões de cintilação luminosa. Outra diferenciação pode ser observada na avaliação das distorções harmônicas. A norma IEC avalia correntes harmônicas enquanto os procedimentos do ONS ocupam-se das tensões harmônicas. Pela característica de tensão constante de uma fonte podese considerar que a avaliação das correntes harmônicas seria mais apropriada. O limite de corrente pressupõe que a tensão no PCC será mantida dentro dos valores normalizados desde que as correntes harmônicas injetadas sejam limitadas de acordo com as normas. O problema encontrado para a aplicação real dos procedimentos de rede do ONS para avaliação e controle da qualidade da energia eólica é a falta de objetividade da definição dos quesitos a serem verificados e principalmente dos limites a serem cumpridos. Os procedimentos estabelecem as exigências para a qualidade de energia, mas ainda não tratam de forma específica os quesitos relacionados à geração eólica, estabelecendo padrões, limites e métodos de medição e controle das grandezas envolvidas CONCLUSÕES A inserção de geração eólio-elétrica na rede, se não devidamente planejada, pode causar perda na qualidade da energia fornecida. A avaliação da qualidade de energia em redes com geração eólio-elétrica não consiste em tarefa fácil. É preciso reconhecer alguns aspectos específicos da geração eólica como a dependência da produção de energia elétrica com a velocidade do vento, os parâmetros de qualidade de energia das turbinas eólicas, as características da aerodinâmica e mecânica do rotor da turbina e do controle, e a qualidade de energia na rede elétrica. O Brasil encontra-se em passo de desenvolvimento de seus procedimentos e normas. Apesar de não serem específicos para turbinas eólicas, os procedimentos brasileiros estão em linha com as normas internacionais REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Balanço Energético Nacional BEN. [2] Capacidade de Geração do Brasil, Banco de Informações de Geração, [3] Brasil Energia, No. 266, janeiro 2002, Potencial eólico gaúcho é o triplo do cearense.p.58. [4] Leão, R.P.S, Frota, E.E. e Andrade Jr., K.R. Power Quality and Harmonic Disturbances in Wind Par at Ceara State, INDUSCON [5] Bezerra, P. e Simões, Valdson, "Avaliação do Impacto Elétrico da Inserção de Centrais Eólicas no Sistema CHESF, apresentado no XIV SNPTEE Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica, Belém - PA, Brasil, [6] Christensen, J., "Impact of Wind Turbines on Voltage Quality, apresentado no V SEPOPE, Recife - PE, Brasil, 1996 [7] Operador Nacional do Sistema Elétrico NOS - Módulo 2 - Padrões de Desempenho da Rede Básica e Requisitos Mínimos para suas Instalações, [8] ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica - Resolução Nº 505, Novembro [9] Tande, J., "Implementation of Wind Power in Power Systems, apresentado na 8ª Conferência Internacional em Harmônicas e Qualidade de Energia ICHQP 98, Atenas, Grécia, [10] IEC Wind Generator Systems Part 21: Measument and Assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines, IEC Standard , Dec [11] IEC Electromagnetic compatibility (EMC) Part 3: Limits Section 7: Assessment of emission limits for fluctuation loads in MV and HV power systems, IEC Standard ,1996. [12] IEC Electromagnetic compatibility (EMC) Part 3 : Limits Section 6: Assessment of emission limits for distorting loads in MV and HV power systems IEC Standard , 1996.
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