Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação
DANIEL ROBSON PINTO
ANÁLISE DOS DESAFIOS DE IMPLEMENTAÇÃO E IMPACTOS TÉCNICOS DO MODO VEHICLE-TO-GRID EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA
CAMPINAS 2020
DANIEL ROBSON PINTO
ANÁLISE DOS DESAFIOS DE
IMPLEMENTAÇÃO E IMPACTOS
TÉCNICOS DO MODO VEHICLE-TO-GRID EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Dissertação apresentada à Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para a obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica, na área de Energia Elétrica.
Supervisora/Orientadora: FERNANDA CASEÑO TRINDADE ARIOLI Este trabalho corresponde à versão final da
dissertação defendida pelo aluno Daniel Robson Pinto, orientada pela Profa. Dra. Fernanda Caseño Trindade Arioli.
Assinatura da Orientadora
CAMPINAS 2020
COMISSÃO JULGADORA – DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
Candidato(a): Daniel Robson Pinto RA: 070545 Data da defesa: 31 de julho de 2020
Título da Dissertação: “ANÁLISE DOS DESAFIOS DE IMPLEMENTAÇÃO E IMPACTOS TÉCNICOS DO MODO VEHICLE-TO-GRID EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA”
Profa. Dra. Fernanda Caseño Trindade Arioli (Presidente) Prof. Dr. João Paulo Abreu Vieira
Prof. Dr. Marcos Julio Rider Flores
A Ata de Defesa, com as respectivas assinaturas dos membros da Comissão Julgadora, encontra-se no SIGA (Sistema de Fluxo de Dissertação/Tese) e na Secretaria de Pós-Graduação da Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação.
AGRADECIMENTOS
Primeiramente, agradeço aos meus pais, Daves e Clarice, e a minha vó, Sylvia (Bá), por sempre acreditarem no meu potencial, que muito investiram na minha educação e formação, pessoal e profissional, e que mesmo sem entender direito as minhas escolhas, não pouparam esforços para que eu pudesse chegar até aqui.
Também agradeço muito à minha esposa, Ana Luiza, pela paciência nos momentos de ausência, pelo suporte nos momentos de choro, e por sempre acreditar nas minhas ideias malucas. Amo-te.
À minha filha Olívia, que mesmo sem entender ainda o porquê fiquei tantas horas ausentes, não me deixou desistir, sem saber, com o seu sorriso e seu olhar.
Agradeço também a quem ainda não tem nem nome, mas que quando chegar do lado de fora, terá um pai Mestre.
Meu muito obrigado à Bete, minha irmã, por todo apoio e por sempre acreditar no meu potencial.
Agradeço também à minha orientadora, Profa. Fernanda, pela oportunidade de desenvolver todo esse trabalho, pela paciência e por todo suporte.
Ao CPQD, por incentivar e disponibilizar recursos para realizar todos os estudos necessários para a conclusão deste mestrado.
E por fim, à CPFL Energia e à ANEEL por apostarem no futuro da mobilidade elétrica, fornecendo subsídios para os estudos no tema da dissertação por meio do projeto de Pesquisa e Desenvolvimento PD-0063-0060/2013.
RESUMO
O aumento esperado no número de veículos elétricos (VEs) cria um desafio para as empresas de energia elétrica, uma vez que resultam no aumento da demanda e mudanças no perfil de carga do sistema. Desta forma, as empresas de energia precisarão superar alguns desafios e integrar de forma efetiva um número cada vez maior desses veículos às suas redes, viabilizando assim, a criação de benefícios substanciais para o sistema de energia como um todo. Os VEs não apenas demandam energia elétrica, como também podem devolvê-la à rede em certas circunstâncias, no chamado Vehicle-to-Grid (V2G), podendo desse modo, potencialmente fornecer uma variedade de serviços à rede, facilitando o uso das baterias automotivas como armazenamento móvel e de curto prazo. Assim, esta dissertação de mestrado busca analisar os desafios de implementação do modo V2G em sistemas de distribuição de energia elétrica, do ponto de vista de provimento de serviços de suporte à rede, como apoio à geração de energia por fonte renovável intermitente, peak shaving e regulação de tensão. O trabalho tem como elemento central a medição do primeiro V2G documentado e realizado em uma rede secundária real no Brasil, com consumidores residenciais e comerciais simultaneamente conectados. Essa experimentação motivou a aprofundar os estudos via simulação computacional, considerando uma rede elétrica real de baixa tensão. Este trabalho também apresenta uma pesquisa da situação tecnológica atual da operação de VEs em V2G, informações históricas, metodologias de conexão com redes elétricas, normas, padrões, protocolos e atores que viabilizarão esse ambiente de interação entre proprietários de VEs e operadores do sistema elétrico, os desafios de implementação e seus benefícios, além de experiências de outros projetos de V2G no mundo.
Palavras-chave: Integração com fontes renováveis, impactos técnicos, peak shaving, regulação de tensão, sistemas de distribuição de energia elétrica, vehicle-to-grid, veículos elétricos.
ABSTRACT
The expected increase in the number of electric vehicles (EVs) creates a challenge for electric power utilities, as they result in increased demand and changes in the systems load profile. Therefore, distribution utilities need to overcome technical challenges to effectively integrate an increasing number of these vehicles into their networks, thus enabling the creation of substantial benefits for the energy system. EVs not only demand electrical energy but can also inject it to the network in certain circumstances, in the so-called Vehicle-to-Grid (V2G) mode. It enables a variety of services to the grid, facilitating the use of automotive batteries as a mobile and short-term storage. In this context, this dissertation aims to analyze the challenges of implementing the V2G mode in electricity distribution systems, from the point of view of providing network ancillary services, such as support for the generation of energy by intermittent renewable source, peak shaving and voltage regulation. This work analyzes measurement of the first documented V2G carried out on a real secondary network in Brazil, with residential and commercial consumers simultaneously connected. This experimentation motivated to develop studies via computer simulation of a real low voltage electrical system. This work also presents a survey of the current technological situation of the EV operation in V2G, historical information, methodologies for connection to electrical networks, norms, standards, protocols and players that will enable this environment of interaction between EV owners and operators of the electrical system, the implementation challenges and their benefits, as well as experiences from other V2G projects in the world.
Keywords: Electric vehicles, electricity distribution systems, integration with renewable sources, peak shaving, technical impacts, voltage regulation, vehicle-to-grid.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 2.1 – Esquemático interno do (a) VEB e dos VEHs (b) série, (c) paralelo e (d)
série-paralelo (Elaboração própria). ... 31
Figura 2.2 – Tipos de VEs (Adaptado de [15]). ... 32
Figura 2.3 – Padrões de conexão mais utilizados atualmente (Elaboração própria). ... 37
Figura 2.4 – Possibilidades de recarga bidirecional (Adaptado de [24])... 42
Figura 2.5 – (a) Recarga bidirecional on-board ao VE e (b) conversor / inversor no EP, respectivamente (Adaptado de [9]). ... 44
Figura 2.6 – Diagrama do sistema V2G (Adaptado de [9])... 45
Figura 2.7 – Visão geral de interação entre os diferentes protocolos e atores relacionados a VE, com destaque para os compatíveis com operação V2G (Adaptado de [33]). ... 46
Figura 3.1 – Benefícios do V2G explorados em 197 artigos acadêmicos publicados recentemente (Adaptado de [62]). ... 58
Figura 3.2 – Nivelamento de carga no caso de pequenas e grandes frotas VE em recarga e V2G (Adaptado de [65]). ... 62
Figura 3.3 – Exploração de fontes de energia renováveis (eólica e solar) integrados com V2G (Adaptado de [65]). ... 62
Figura 3.4 – Previsão do desenvolvimento do mercado de V2G nos principais países do mundo (Adaptado de [67])... 65
Figura 3.5 – Perdas médias de capacidade da bateria em 10 anos com serviços V2G, fornecendo três serviços diferentes (peak shaving, regulação de frequência e modelagem de carga líquida) em dois cenários de uso (todos os dias por 10 anos e 20 vezes por ano) (Extraído de [75]). ... 70
Figura 3.6 – Diagrama dos atores em um sistema hipotético de V2G (Adaptado de [78]). ... 71
Figura 3.7 – Equipamento ED400 Diagnostic utilizado para ativação da função V2G do BYD E6 (Elaboração própria). ... 80
Figura 4.1 – (a) Potência Ativa, Reativa e Fator de Potência (totais) e (b) Tensão e corrente da Fase A durante recarga do BYD E6 (Elaboração própria). ... 85 Figura 4.2 – (a) Potência Ativa, Reativa e Fator de Potência (totais) e (b) Tensão e
Figura 4.3 – (a) Potência Ativa, Reativa e Fator de Potência (totais) e (b) Tensão e corrente da Fase A durante V2G do BYD E6 em EP tipo semirrápido (Elaboração própria). ... 85 Figura 4.4 – Diagrama simplificado da rede secundária considerada no estudo
(Elaboração própria). ... 88 Figura 4.5 – Diagrama simplificado da rede secundária real com a localização do VE e do
analisador de QEE (Elaboração própria). ... 92 Figura 4.6 – Instalação do Fluke 435 no secundário do transformador de serviço da rede
BT que recebeu o primeiro V2G do Brasil – CPFL Paulista, Centro de Campinas-SP (Elaboração própria). ... 92 Figura 4.7 – Primeiro V2G do Brasil com BYD E6 – CPFL Paulista, Centro de
Campinas-SP (Elaboração própria). ... 93 Figura 4.8 – Diagrama simplificado da rede secundária real com a localização do VE
(Elaboração própria). ... 94 Figura 4.9 – Curva de carga de uma UC comercial com sistema FV de 50 kWp em um dia
com significativa intermitência de geração por nuvens (Elaboração própria com base nos dados de [83]). ... 96 Figura 4.10 – Distribuição dos limites de geração FV individualizados para toda área de
concessão da CPFL Paulista frente a não violações dos índices de QEE de redes suas redes BT (Extraído de [88]). ... 97 Figura 4.11 – Curvas de carga de UCs residenciais com geração FV de (a) 2kWp, (b) 3,5
kWp e (c) 5 kWp , oriundas de medições reais do Projeto de P&D ANEEL CPFL Telhados Solares e editadas para criação das interrupções de geração (Elaboração própria a partir de medições realizadas no âmbito do projeto [83]). ... 99 Figura 4.12 – Diagrama simplificado da rede elétrica de estudo com a localização das
UCs com sistemas FV e VEs adicionados (Elaboração própria). ... 100 Figura 4.13 – Perfis de carga das UCs residenciais da Figura 4.11 com o período de
geração FV substituído pelo consumo na madrugada e preservando o pico de demanda (Elaboração própria). ... 101 Figura 4.14 – Diagrama simplificado da rede elétrica de estudo com a localização das
UCs com consumo mais elevado no horário de pico e VEs adicionados (Elaboração própria). ... 102 Figura 4.15 – Diagrama simplificado da rede elétrica de estudo com a localização da
Figura 5.1 – Diagrama simplificado da rede secundária real com a localização do VE e do analisador de QEE (Elaboração própria). ... 110 Figura 5.2 – Perfil de carga com e sem VE durante o mesmo dia útil em semanas
distintas consecutivas – Estudo de Caso 1, medição real (Elaboração própria). ... 111 Figura 5.3 – Fator de potência total com e sem VE durante o mesmo dia útil em semanas
distintas consecutivas – Estudo de Caso 1, medição real (Elaboração própria). ... 111 Figura 5.4 – Potência reativa com e sem VE durante o mesmo dia útil em semanas
distintas consecutivas – Estudo de Caso 1, medição real (Elaboração própria). ... 112 Figura 5.5 – (a) Fasores de tensão e corrente e (b) Triângulo de potências ilustrando a
variação do ângulo φ em decorrência a redução de P (Elaboração própria). ... 112 Figura 5.6 – Representação simplificada de um sistema de distribuição com um VE na
função V2G (Elaboração própria). ... 113 Figura 5.7 – (a) Perfil de tensão nas três fases e (b) Média das tensões das três fases
considerando os dois minutos anteriores a primeira recarga e iniciais ao V2G – Estudo de Caso 1, medição real (Elaboração própria). ... 114 Figura 5.8 – Magnitude da corrente no transformador com e sem VE durante o mesmo
dia útil em semanas distintas consecutivas – Estudo de Caso 1, medição real (Elaboração própria). ... 116 Figura 5.9 – Diagrama simplificado da rede secundária real com a localização do VE e
do ponto de análise (Elaboração própria). ... 118 Figura 5.10 –Perfil de carga com e sem V2G – Estudo de Caso 2, simulação (Elaboração
própria). ... 118 Figura 5.11 – Fator de potência total com e sem V2G – Estudo de Caso 2, simulação
(Elaboração própria). ... 119 Figura 5.12 – Potência reativa com e sem V2G – Estudo de Caso 2, simulação
(Elaboração própria). ... 119 Figura 5.13 – (a) Perfil de tensão nas três fases durante o V2G e (b) Média das tensões
das três fases comparando sem e com VE em V2G – Estudo de Caso 2, simulação (Elaboração própria). ... 120 Figura 5.14 – Magnitude da corrente com e sem V2G – Estudo de Caso 2, simulação
(Elaboração própria). ... 121 Figura 5.15 – Representação simplificada de um sistema de distribuição com VE
Figura 5.16 – Perdas técnicas totais (a) ativas e (b) reativas da rede, com e sem VE no modo V2G – Estudo de Caso 2, simulação (Elaboração própria). ... 124 Figura 5.17 – Sistema de distribuição simplificado (Elaboração própria). ... 125 Figura 5.18 – Perfil de tensão da Fase A para diferentes valores de nível de curto-circuito
na barra MT do transformado de distribuição – Influência do nível de curto-circuito (Elaboração própria). ... 126 Figura 5.19 – Fator de potência total com e sem V2G – Estudo de Caso 2, simulação V2G
bifásico (Elaboração própria). ... 128 Figura 5.20 – Magnitude da corrente com e sem V2G – Estudo de Caso 2, simulação
V2G bifásico (Elaboração própria). ... 128 Figura 5.21 – (a) Perfil de tensão nas três fases e (b) Média das tensões das três fases
comparando sem e com VE em V2G – Estudo de Caso 2, simulação V2G bifásico (Elaboração própria). ... 129 Figura 5.22 – Perdas técnicas totais (a) ativas e (b) reativas com e sem V2G – Estudo de
Caso 2, simulação V2G bifásico (Elaboração própria). ... 129 Figura 5.23 – Diagrama simplificado da “rede modificada 1” utilizada nas simulações do
Cenário 1 (Elaboração própria). ... 131 Figura 5.24 – Diagrama simplificado da “rede modificada 2” utilizada nas simulações do
Cenário 2 (Elaboração própria). ... 132 Figura 5.25 – Diagrama simplificado da “rede modificada 3” utilizada nas simulações do
Cenário 3 (Elaboração própria). ... 132 Figura 5.26 – Perfis de carga da (i) “rede modificada 1” com as novas UCs e 56 kWp
nominal de geração FV e adição dos (ii) V2Gs – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 1 (Elaboração própria). ... 133 Figura 5.27 – Fator de potência total da (i) “rede modificada 1” com as novas UCs e 56
kWp nominal de geração FV e adição dos (ii) V2Gs – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 1 (Elaboração própria). ... 134 Figura 5.28 – Perfis de carga da (i) “rede modificada 2” com acréscimo de UCs
residenciais com picos de demanda e adição dos (ii) V2Gs para redução do pico – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 2 (Elaboração própria). ... 135 Figura 5.29 – Fator de potência total da (i) “rede modificada 2” com acréscimo de UCs
residenciais com picos de demanda e adição dos (ii) V2Gs para redução do pico – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 2 (Elaboração própria). ... 135
Figura 5.30 – Perfis de carga da (i) “rede modificada 3” com a redução do tap do transformador e a adição de uma carga indutiva durante o horário de pico e adição dos (ii) V2Gs – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 3 (Elaboração própria). ... 136 Figura 5.31 – (a) Perfil de tensão na fase A da “rede modificada 1” e (b) Média das
tensões das três fases durante a variação de geração dos sistemas FV entre 12h-12h30, ”, considerando sem e com V2G – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 1 (Elaboração própria). ... 136 Figura 5.32 – (a) Perfil de tensão na fase A da “rede modificada 2” e (b) Média das
tensões das três fases as 18:30 considerando sem e com V2G – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 2 (Elaboração própria). ... 137 Figura 5.33 – (a) Perfil de tensão na fase A da “rede modificada 3” e (d) média das
tensões das três fases, considerando sem e com V2G – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 3 (Elaboração própria). ... 137 Figura 5.34 – Magnitude da corrente no transformador da (i) “rede modificada 1” com as
novas UCs e 56 kWp nominal de geração FV e adição dos (ii) V2Gs – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 1 (Elaboração própria). ... 139 Figura 5.35 – Magnitude da corrente no transformador da (i) “rede modificada 2” com
acréscimo de UCs residenciais com picos de demanda e adição dos (ii) V2Gs – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 2 (Elaboração própria). ... 140 Figura 5.36 – Perdas técnicas totais (a) ativas e (b) reativas da (i) “rede modificada 1” e
adição dos (ii) V2Gs – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 1 (Elaboração própria).141 Figura 5.37 – Perdas técnicas totais (a) ativas e (b) reativas da (i) “rede modificada 2” e a
adição dos (ii) V2Gs para redução do pico – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 2 (Elaboração própria). ... 141 Figura 5.38 – Perdas técnicas totais (a) ativas e (b) reativas da (i) “rede modificada 3” e a
adição dos (ii) V2Gs para redução do pico – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 3 (Elaboração própria). ... 141 Figura 5.39 – Perfis de carga da (i) “rede modificada 1” com (a) VE em smart charging e
(b) adição do V2G – Estudo de Caso 3, simulação do Cenário 1 com V2G e recarga inteligente (Elaboração própria). ... 143 Figura 5.40 – Perfis de carga da “rede modificada 1” com Recarga não inteligente de VEs
– Estudo de Caso 3, simulação variando o Cenário 1 com recarga não inteligente (Elaboração própria). ... 143
Figura 5.41 – Perfis de carga da (i) rede de estudo padrão com acréscimo de UCs residenciais com picos de demanda, (ii) V2Gs para redução do pico e (iii) da recarga na madrugada, mantendo os cenários anteriores – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 2 com nivelamento de carga (Elaboração própria). ... 144 Figura 5.42 – Perfil de tensão da Fase A da barra MT do transformador para diferentes
valores de nível de curto-circuito – Estudo de Caso 3, Cenário 1 e influência do nível de curto-circuito (Elaboração própria). ... 145 Figura 5.43 – Perfil de tensão da Fase A da barra MT do transformador para diferentes
valores de nível de curto-circuito – Estudo de Caso 3, Cenário 2 e a influência do nível de curto-circuito (Elaboração própria). ... 146 Figura 5.44 – Perfil de tensão da Fase A da barra MT do transformador para diferentes
valores de nível de curto-circuito – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 3 e a influência do nível de curto-circuito (Elaboração própria). ... 146 Figura 5.45 – Perfis de carga da (i) “rede modificada 1” com as novas UCs e 56 kWp de
geração FV e com a adição dos (ii) VEs em V2G bifásico – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 1 com V2G bifásico (Elaboração própria). ... 147 Figura 5.46 – (a) Perfil de tensão na fase A da “rede modificada 1” e (b) Média das
tensões das três fases durante a variação de geração dos sistemas FV entre 12h-12h30, considerando sem e com V2G, trifásico e bifásico – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 1 (Elaboração própria). ... 148 Figura 5.47 – (a) Perfil de tensão na Fase A e (b) Média das tensões das três fases as
20:30 considerando sem e com V2G, trifásico e bifásico – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 2 (Elaboração própria). ... 148 Figura 5.48 – Perfil de tensão da (a) Fase A e a (b) média das tensões das três fases
considerando sem e com V2G, trifásico e bifásico – Estudo de Caso 3, simulação Cenário 3 (Elaboração própria). ... 149
LISTA DE TABELAS
Tabela 2.1 – Vantagens e desvantagens de diferentes abordagens bidirecionais (Adaptado de [17]). ... 43 Tabela 2.2 – Relação de VEs com funcionalidade V2G, suas características e nível de
maturidade do V2G (Elaboração própria). ... 53 Tabela 2.3 – Relação de EPs preparados para operar com VEs com funcionalidade V2G
(Elaboração própria). ... 54 Tabela 3.1 – Atributos técnicos de várias tecnologias de armazenamento, usando os EUA
como exemplo. As faixas indicam diferença no custo, dependendo da tecnologia ou sistema usado (Extraído de [43]). ... 59 Tabela 3.2 – Os dez principais projetos de V2G realizados pelo mundo (Elaboração
própria a partir de [80]). ... 75 Tabela 4.1 – Status do VE em cada medição e análise energética (Elaboração própria). . 86 Tabela 4.2 – Dados do equivalente de rede (Elaboração própria). ... 88 Tabela 4.3 – Dados do transformador abaixador (Elaboração própria). ... 88 Tabela 4.4 – Dados das cargas (base de dados CPFL Paulista disponibilizado pelo P&D). ... 89 Tabela 4.5 – Dados de comprimento do transformador até cada barra (base de dados
CPFL Paulista disponibilizado pelo P&D ANEEL CPFL Emotive). ... 90 Tabela 4.6 – Dados das novas cargas adicionadas à rede (Elaboração própria). ... 101 Tabela 4.7 – Limites de qualidade de energia de redes com tensão nominal ≤ 1 kV –
Módulo 8 PRODIST [46]. ... 105 Tabela 4.8 – Limites de qualidade de energia da rede para uma recarga efetiva – SAE
J2894/1 [68]. ... 105 Tabela 4.9 – Limites de qualidade de energia da rede para a injeção de corrente por um
sistema FV - ABNT NBR 16149:2013 [67]. ... 105 Tabela 4.10 – Requisitos de QEE de redes com tensão nominal ≤ 1 kV para recargas e
descargas de VEs (Elaboração própria). ... 105 Tabela 5.1 – Desequilíbrio de tensão (percentil 95o) antes e durante o V2G – Estudo de
Caso 1, medição real (Elaboração própria). ... 115 Tabela 5.2 – Desequilíbrio de tensão (percentil 95o) sem e com VE em V2G – Estudo de
Tabela 5.3 – Desequilíbrio de tensão (percentil 95o) sem e com VE em V2G – Estudo de Caso 2, simulação V2G bifásico (Elaboração própria). ... 129 Tabela 5.4 – Desequilíbrio de tensão (percentil 95o) nos três Cenários analisados nesta
seção – simulação (Elaboração própria). ... 138 Tabela 5.5 – Desequilíbrio de tensão (percentil 95o) nos três Cenários com V2Gs
bifásicos e trifásicos – Estudo de Caso 3, simulação dos três Cenários (Elaboração própria). ... 149
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ACEA European Automobile Manufacturers' Association ou Associação dos Fabricantes Europeus de Automóveis ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
API Application Programming Interface ou Programação de
Aplicação
BT Baixa Tensão
c.a. Corrente Alternada
c.c. Corrente Contínua
CCS Combined Charging System ou Sistema de Recarga Combinado
ou Combo
COM Component Object Model
CPFL Companhia Paulista de Força e Luz
CPO Charge Point Operator
CPQD Centro de Pesquisa e Desenvolvimento em Telecomunicações
C-rate Taxa de descarga
CSP Charge Service Provider
DDR Dispositivo de Corrente Diferencial-Residual
DIS Draft Internacional Standard
DoD Depth of Discharge
DSM Demand Side Management ou Gerenciamento pelo Lado da
Demanda
DSO Distribution System Operator ou Operador do Sistema de
Distribuição
DSR Demand Side Response ou Resposta pelo Lado da Demanda
EMS Energy Service Provider
eMSP E-Mobility Service Provider
EP Eletroposto
E-REV Extended Range Electric Vehicle
FC Fluxo de Carga
FCEV Fuel Cell Electric Vehicle
FEEC Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação
FV Fotovoltaico
GD Geração Distribuída
GIS Geographic Information Systems
ICCB In-Cable Control Box
IEC International Electrotechnical Commission
IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers
ISO International Standard Organization
LLC Low Level Communication
MCI Motor à Combustão Interna
ME Motor Elétrico
MT Média Tensão
N/A Não se aplica
NEDC New European Driving Cycle
OASIS Organization for the Advancement of Structured Information
Standards
OBD On-Board Diagnostic
OBD On-Board Diagnostic
OCA Open Charge Aliance
OCPI Open Charge Point Interface
OCPP Open Charge Point Protocol
OEM Original Equipment Manufacturer ou Fabricante Original do
Equipamento
OpenADR Open Automated Demand Response
OSCP Open Smart Charging Protocol
P&D Pesquisa e Desenvolvimento
PLC Power Line Communication
PoC Prova de Conceito
PWM Pulse Width Modulation
QEE Qualidade de Energia Elétrica
RED Recursos Energéticos Distribuídos
RPEV Road Powered Electric Vehicle
SAE Society American Engineers
SEP Smart Energy Profile
SoC State of Charge ou Estado de Carga
TMH The Mobility House
TSO Transmition System Operator ou Operador do Sistema de
TUE Tomada de Uso Específico
UC Unidade Consumidora
UNICAMP Universidade Estadual de Campinas
USEF Universal Smart Energy Framework
V1G Smart Charging V2B Vehicle-to-Building V2G Vehicle-to-Grid V2H Vechicle-to-Home V2V Vehicle-to-Vehicle V2X Vehicle-to-Everything VE Veículo Elétrico
VEB Veículo Elétrico à Bateria, ou BEV, do inglês Battery Electric
Vehicles
VEH Veículo Elétrico Híbrido, ou HEV, do inglês Hibrid Electric
Vehicle
VEHP Veículo Elétrico Híbrido Plug-in, ou PHEV, do inglês Plug-in
Hybrid Electric Vehicle
VLT Veículo Leve sobre Trilhos
VPP Virtual Power Plant
SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO ... 22 1.1 OBJETIVOS ... 23 1.2 MOTIVAÇÕES ... 24 1.3 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO ... 25 2 STATUS DA TECNOLOGIA V2G ... 28 2.1 HISTÓRICO DO V2G ... 28
2.2 ASPECTOS GERAIS DOS VEs ... 29
2.2.1 Tipos de VEs ... 30
2.2.2 Modos e Tipos de Recarga ... 32
2.2.3 Metodologias de Recarga e Impacto na Rede Elétrica ... 38
2.3 SISTEMA C.A. E C.C. E O FUNCIONAMENTO INTERNO DO V2G ... 44
2.4 PADRÕES E NORMAS PARA O V2G ... 46
2.4.1 Interface entre EP e o VE ... 48
2.4.2 Interface entre o EP e o Operador ... 50
2.4.3 Interface entre EP e a Rede Elétrica ... 50
2.5 VEs e EPs COMERCIAIS COMPATÍVEIS COM V2G ... 52
2.6 CONCLUSÕES PARCIAIS ... 56
3 ASPECTOS DE IMPLEMENTAÇÃO DA TECNOLOGIA V2G ... 58
3.1 POTENCIAIS BENEFÍCIOS DO V2G ... 58
3.1.1 Benefícios Técnicos: Potencial de Armazenamento e Serviços à Rede ... 59
3.1.3 Benefícios à Saúde e ao Meio Ambiente ... 67
3.2 DESAFIOS DE IMPLEMENTAÇÃO DO V2G ... 68
3.2.1 Infraestrutura e Aspectos de Degradação das Baterias ... 68
3.2.2 Ecossistema Viabilizador do V2G ... 72
3.3 PROJETOS DE V2G PELO MUNDO ... 74
3.4 EXPERIÊNCIA PRÁTICA DE UTILIZAÇÃO DO V2G NO BRASIL – PROJETO DE P&D ANEEL CPFL EMOTIVE ... 81
3.5 CONCLUSÕES PARCIAIS ... 83
4 MODELAGEM E DESCRIÇÃO DOS ESTUDOS ... 86
4.1 MODELAGEM EMPÍRICA DO VE EM RECARGA E DESCARGA ... 86
4.2 DESCRIÇÃO DA REDE ELÉTRICA EM ESTUDO ... 89
4.3 PROCEDIMENTOS DE ANÁLISE DAS MEDIÇÕES E SIMULAÇÕES ... 92
4.3.1 Estudo de Caso 1 – Medição do Primeiro V2G em uma Rede Secundária Real no Brasil ... 93
4.3.2 Estudo de Caso 2 – Modelagem da Rede BT e Estudos de Simulação ... 95
4.3.3 Estudo de Caso 3 – V2G no Provimento de Serviços de Suporte às Redes Elétricas ... 96
4.3.4 Requisitos da Rede Elétrica para VEs em operação V2G ... 106
4.4 CONCLUSÕES PARCIAIS ... 109
5 ANÁLISE DE DIFERENTES CENÁRIOS DE UTILIZAÇÃO DO V2G E SEUS POSSÍVEIS IMPACTOS À REDE ... 111
5.1 ESTUDO DE CASO 1 – RESULTADOS DA MEDIÇÃO DO PRIMEIRO V2G EM UMA REDE SECUNDÁRIA REAL NO BRASIL ... 111
5.1.1 Perfil de Carga e Fator de Potência ... 112
5.1.2 Magnitude de Tensão em Regime Permanente ... 114
5.1.4 Magnitude de Corrente no Transformador ... 118
5.1.5 Conclusões Parciais ... 119
5.2 ESTUDO DE CASO 2 – MODELAGEM DA REDE BT E ESTUDOS DE SIMULAÇÃO ... 119
5.2.1 Perfil de Carga e Fator de Potência ... 121
5.2.2 Magnitude de Tensão em Regime Permanente ... 122
5.2.3 Desequilíbrio de Tensão ... 123
5.2.4 Magnitude de Corrente no Transformador ... 124
5.2.5 Perdas Técnicas ... 125
5.2.6 Outras Análises para este Estudo de Caso ... 128
5.2.7 Conclusões Parciais ... 133
5.3 ESTUDO DE CASO 3 – V2G NO PROVIMENTO DE SERVIÇOS DE SUPORTE ÀS REDES ELÉTRICAS ... 134
5.3.1Perfil de Carga e Fator de Potência ... 137
5.3.2Magnitude de Tensão em Regime Permanente ... 140
5.3.3Desequilíbrio de Tensão ... 142
5.3.4Magnitude de Corrente no Transformador ... 143
5.3.5Perdas Técnicas ... 145
5.3.6Outras Análises para este Estudo de Caso ... 147
5.3.7Conclusões Parciais ... 155
6 CONCLUSÕES ... 157
6.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ... 159
6.2 PRODUÇÃO CIENTÍFICA ... 159
1 INTRODUÇÃO
Problemas ambientais decorrentes do setor de transportes legitimaram iniciativas em vários países visando estimular alternativas tecnológicas para sistemas de propulsão de veículos, e assim, reduzir as emissões de gases poluentes e aumentar a independência dos combustíveis fósseis. Acompanhando os benefícios ao meio ambiente, o crescimento de incentivos governamentais e a diminuição dos custos das baterias também têm estimulado o aumento no número de Veículos Elétricos (VEs) em países como os Estados Unidos, Noruega e Holanda. Dentre eles, estão os chamados VEs do tipo plug-in, os quais possuem baterias recarregáveis por meio de dispositivos conectados à rede elétrica. A potência e a energia necessárias para esse procedimento são relativamente maiores do que as demandadas por cargas típicas representadas pelas cargas dos sistemas de distribuição de energia elétrica. Consequentemente, os níveis de carga podem aumentar consideravelmente, causando impactos técnicos e econômicos indesejáveis na operação do sistema [1].
No entanto, os recentes avanços na tecnologia de VEs permitem que, além de consumir energia com as recargas, estes atuem como baterias de fluxos bidirecionais, o chamado Vehicle-to-Grid (V2G), e que representa uma mudança de paradigma na integração de VEs à rede elétrica [1]-[5]. Com o conceito de V2G, o VE deixa de ser um elemento passivo da rede e torna-se um elemento participativo com capacidade de armazenar, consumir e prover energia elétrica.
A ideia de tornar o VE um elemento atuante no sistema elétrico é suportada pelo fato de que grande parte os veículos são utilizados apenas por alguns minutos ou algumas horas durante o dia, sendo que no restante do período podem permanecer conectados à rede e estarem disponíveis para serviços de suporte à rede e ao consumidor. Contudo, embora a ideia de envolvimento de VE no provimento de serviços à rede esteja em estágio inicial, o potencial de uso de um número crescente de VEs para facilitar a operação de sistemas de energia elétrica é encorajador, sendo que benefício maior pode ser obtido mediante a adoção de estratégias de recarga inteligente [4].
À medida que a penetração desses veículos aumenta, o Operador de Sistema de Distribuição (DSOs – Distribution System Operator) e o Operador de Sistema de Transmissão (TSO – Transmition System Operator) enfrentam novos desafios, que vêm
acompanhados de novas oportunidade. A tecnologia V2G permite a transferência de energia bidirecional entre o VE e a rede elétrica, explorando o potencial de armazenamento das baterias que eles contêm. Neste sentido, o VE é capaz de fornecer energia elétrica armazenada em sua bateria para a rede elétrica à qual está conectado, oferecendo maior flexibilidade na operação da rede por meio da possibilidade de provimento de serviços auxiliares, tais como reservas operacionais de energia em caso de emergência [4], [6], controle e regulação de tensão e frequência, armazenamento de energia com integração à geração de energia por fontes renováveis intermitentes, especialmente solar distribuída [7], [8], peak shaving, reduzindo a demanda da rede durante o horário de pico, entre outros.
1.1 OBJETIVOS
Dada a contemporaneidade do tema V2G e do seu potencial por novos estudos, o presente trabalho de mestrado propõe entender os desafios de implementação do modo V2G em sistemas de distribuição de energia elétrica, do ponto de vista de provimento de serviços auxiliares de suporte à rede, além de análises dos potenciais impactos que os VEs podem causar em aspectos técnicos como magnitude de tensão em regime permanente, desequilíbrio de tensão, perdas técnicas, carregamento do transformador, entre outros, durante a descarga de suas baterias, por meio de análises qualitativas. Para atingir estes objetivos, foram realizadas análises teóricas, empíricas e de simulações computacionais para avaliar quais impactos técnicos em regime permanente são mais restritivos ou benéficos em um cenário de penetração de VEs em V2G nas redes de distribuição.
O trabalho tem como elemento central a medição do primeiro V2G documentado e realizado em uma rede secundária real no Brasil, com consumidores residenciais e comerciais aleatórios operando em paralelo e simultaneamente, fato totalmente inédito no país e ainda sem nenhuma outra ocorrência conhecida. A partir desta medição, verificou-se uma elevação de tensão análoga ao comportamento de sistemas fotovoltaicos (FVs) em redes de Baixa Tensão (BT), motivando a aprofundar os estudos por simulação. Ademais, constatou-se também potencial de provimento de serviços auxiliares à rede, devido às características como, fácil mobilidade, localização distribuída e longos períodos conectados as redes elétricas, significativa capacidade energética, rápido tempo de resposta, entre outros.
Assim, a análise dos possíveis impactos é caracterizada por estudos que consideram potenciais serviços a serem prestados pelo V2G na operação da distribuição, diversos VEs conectados em diferentes pontos de rede, características elétricas e de funcionamento baseadas em medições, especificações e dados de equipamentos reais.
A dissertação tem como objetivo secundário apresentar a situação tecnológica em que se encontra o V2G, detalhando os principais aspectos técnicos e normativos, o potencial de formação de mercado e o relacionamento entre os diferentes atores, além do levantamento projetos executados no tema pelo mundo e equipamentos comerciais habilitados para tal funcionalidade.
1.2 MOTIVAÇÕES
A motivação para o tema dessa dissertação partiu do trabalho desenvolvido pelo autor dentro do projeto de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) PA0060 – “Programa Mobilidade Elétrica – Inserção de Veículos Elétricos em Frotas Empresariais da Região Metropolitana de Campinas” (referenciado como “P&D ANEEL CPFL Emotive” ao longo do trabalho), conduzido pela CPFL Energia no Programa de P&D da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) entre 2013 e 2018, e executado por diversas instituições, dentre elas, o CPQD (Centro de Pesquisa e Desenvolvimento em Telecomunicações). O objetivo principal do projeto foi produzir e difundir conhecimentos e práticas que suportem a transição para uma mobilidade elétrica sustentável no país. Assim, o P&D ANEEL CPFL Emotive serviu tanto como inspiração, quanto ambiente de experimentação para o desenvolvimento do presente mestrado.
Tal projeto de P&D buscou envolver e fomentar interações entre atores públicos e privados no domínio local e nacional, porém de modo que o setor elétrico se tornasse protagonista nesse processo de transformação de longo prazo. Para isso, realizou iniciativas para a demonstração de diferentes tecnologias associadas à mobilidade elétrica, possibilitando o estudo e aprofundamento dos seus impactos reais para o setor, além de desenvolver competência de provedor, instalador e explorador de infraestruturas de recarga de VEs. Apoiou o órgão regulador (ANEEL) e instituições governamentais por meio de debates e compartilhamento de resultados ao longo de todo o projeto, contribuindo para o entendimento de ações públicas ou privadas necessárias para a formação inicial dos mercados de VEs e EPs, bem como, de capacidade
tecnológica e produtiva para a constituição do ecossistema nacional de mobilidade elétrica.
A pesquisa conduzida pela CPFL desenvolveu-se em torno de um laboratório real construído pelo projeto, na região metropolitana de Campinas-SP, onde se testou, por cinco anos, o desempenho de 14 VEs comerciais (modelos Renault Zoe, Fluence e Kangoo, BMW i3 e BYD E6) utilizados na operação de dia a dia, de distintos parceiros e tipos de uso (frota residencial, logística, operacional e executiva). Esses VEs percorreram um total de 434 mil quilômetros, consumindo 64 MWh de energia durante todo o projeto, em mais 7.000 eventos de recarga de energia realizadas em 25 Eletropostos (EPs) de variados fabricantes e capacidades, sendo 10 deles instalados em ambiente público e 15 em ambiente privado.
Os resultados gerados no projeto culminaram inclusive na reconhecida contribuição na formulação de novos regulamentos (Resolução Normativa ANEEL n 819, de 19 de julho de 2018, que estabelece os procedimentos e as condições para a realização de serviço de recarga de VEs) e de novos marcos estruturantes para a eletromobilidade no país (Rota 2030, por exemplo). Entre as etapas desenvolvidas no projeto, realizou-se um estudo empírico do VE BYD E6 na função de V2G, com o veículo operando em tal funcionalidade em uma rede de distribuição real no centro da cidade de Campinas-SP. Esse estudo é considerado o primeiro V2G realizado em uma rede secundária real no Brasil, com consumidores residenciais e comerciais aleatórios operando em paralelo e simultaneamente, fato totalmente inédito no país e ainda sem nenhuma outra ocorrência conhecida. Tal acontecimento foi adotado como elemento central do presente trabalho e o ponto de partida para as análises e simulações propostas nesta dissertação, conforme será apresentado a partir do próximo capítulo.
Sendo assim, pode-se destacar que este trabalho de mestrado contribui para o estado-da-arte do V2G, por explorar uma temática ainda em amplo estudo no mundo, combinando dados empíricos e simulações, para diversos cenários inéditos de aplicação deste recurso energético, do ponto de vista do sistema elétrico e das redes brasileiras de distribuição de energia.
1.3 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO
O Capítulo 2 apresenta a situação tecnológica atual de VEs, EPs e da operação V2G, identificando seus principais componentes, características e funcionamentos, padrões e normas necessários e vigentes, além de um levantamento dos veículos e postos de recargas compatíveis com V2G disponíveis no mercado atualmente;
O Capítulo 3 descreve os potenciais benefícios do V2G, com maior ênfase aos aspectos técnicos, porém, também abordando questões econômicas e socioambientais, além dos principais desafios para a sua implantação. Apresenta ainda a vivência prática demonstrada nos principais projetos de P&D relacionados à V2G executados no mundo, e a experiência do Brasil com o primeiro V2G realizado no país dentro do Projeto de P&D ANEEL CPFL Emotive;
O Capítulo 4 apresenta a metodologia adotada nesta dissertação, introduzindo todas as informações necessárias para a realização das análises empírica e computacionais executadas no capítulo seguinte, para avaliação de impactos técnicos. Desta forma, apresenta a modelagem do VE BYD E6 em recarga e descarga a partir de dados empíricos, a descrição da rede elétrica de estudo, e os requisitos de rede para VEs em operação V2G. Detalha ainda, os diferentes Estudos de Caso que este trabalho se propõe a analisar: (a) o Caso 1 analisa a medição do primeiro V2G realizado em uma rede secundária real no Brasil, (b) o Caso 2 avalia a mesma rede empírica anterior, porém por meio de simulação, a fim de comparar e validar a modelagem computacional a ser utilizada no Caso seguinte com o caso real, e o (c) Caso 3 analisa a aplicação do V2G em três cenários de provimento de serviços à rede, considerados como os principais no contexto do sistema elétrico nacional, sendo eles: (i) integração do V2G com geração de energia por fonte renovável intermitente, (ii) peak shaving e (iii) regulação de tensão;
Já o Capítulo 5 trata da análise dos potenciais impactos que os VEs podem causar em aspectos técnicos como magnitude de tensão em regime permanente, desequilíbrio de tensão, perdas técnicas, carregamento do transformador, entre outros, a partir dos Estudos de Caso detalhados no Capítulo anterior;
Finalmente, o Capítulo 6 apresenta as principais conclusões deste trabalho, sugestões de estudos futuros e a produção científica desenvolvida pelo autor, seguido pelas referências bibliográficas no Capítulo 7.
2 STATUS DA TECNOLOGIA V2G
O V2G refere-se ao processo pelo qual um VE plug-in pode importar e exportar energia elétrica de ou para a rede elétrica, atuando como uma bateria de fluxo bidirecional de energia. Em uma visão mais ampla, o V2G permite que os VEs recarreguem, gerenciem a sua recarga (time-shift – deslocamento de tempo – e variação de potência) e exportem a energia elétrica armazenada na sua bateria de volta à rede local ou a uma carga local. Portanto, o V2G pode oferecer ao consumidor de energia elétrica, potencial para geração de receita, tanto pela comercialização de eletricidade (havendo regulação para tal) quanto pela prestação de serviços ao operador, agregando seu ativo (VE) à operação da rede, podendo inclusive compor uma usina virtual de energia (VPP – Virtual Power Plant) [9].
Muitos trabalhos [2]-[5] sugerem que o V2G é o próximo passo lógico na integração de VEs com a rede elétrica. Contudo, os seus requisitos técnicos, custos e benefícios devem ser equilibrados entre os três principais interessados: fabricantes de veículos, proprietários de veículos e operadores de redes elétricas. Neste cenário, os fabricantes de VEs devem implantar os dispositivos que permitam fluxos bidirecionais de eletricidade entre o veículo e a rede, com acréscimo de custos em um nível que os clientes estarão dispostos a pagar. Por outro lado, o proprietário do veículo poderá fornecer serviços de rede e ser beneficiado de alguma forma por isso, tanto no uso próprio quanto público, além de desejar a segurança de que o veículo estará disponível para uso pessoal quando necessário. E finalmente, o operador de rede deve obter benefícios suficientes pela disponibilidade de veículos para seu uso, de forma a compensar o custo adicional de monitorar e controlar as interações da rede de veículos, pagando os proprietários e administrando o sistema [10].
2.1 HISTÓRICO DO V2G
O primeiro estudo acadêmico registrado sobre V2G é de 1997, realizado pela Universidade de Delaware, que apesar de não utilizar o termo “Vehicle-to-Grid”, descreveu o potencial das baterias dos VEs para consumir e injetar eletricidade e supôs que, no futuro, esses veículos poderiam representar um recurso para permitir isso em larga escala [11].
Contudo, apenas em 2010, com o lançamento do primeiro Nissan Leaf, é que o V2G começou a mostrar-se viável fora da esfera acadêmica. Um acontecimento subsequente, o acidente nuclear de Fukushima, em 2011, também contribuiu para acelerar o seu desenvolvimento comercial, uma vez que surgiram preocupações em torno do sistema de energia japonês, que motivaram desenvolvimentos de formas alternativas de apoiar a rede elétrica, principalmente em situações de emergência, além da existência da maior concentração mundial de estações de recarga de VEs plug-ins no Japão, neste período [9].
Além do caráter de emergência energética, desde os estudos iniciais da Universidade de Delaware, o principal interesse no V2G tem sido seu potencial para fornecer serviços de rede mais amplos. O V2G poderia viabilizar que grandes agregações de VEs, como veículos de frota, forneçam uma ampla gama de serviços de energia – cobrindo qualquer coisa, desde o peak shaving (redução da demanda de energia no horário de pico) até a resposta em frequência, e fazendo isso de forma a também remunerar os proprietários desses veículos, melhorando assim o custo total da propriedade dos VEs [9].
Assim, o V2G passa a representar um modo de operação do VE diferente em relação ao funcionamento em recarga, necessitando de um sistema de gerenciamento de energia que garanta a manutenção de um estado mínimo de carga da bateria do VE e o controle do tempo de operação da descarga, assegurando que o veículo esteja sempre em condições mínimas para uso pelo motorista, quando necessário.
2.2 ASPECTOS GERAIS DOS VEs
Os VEs não representam uma tecnologia recente, ao contrário do que muitas pessoas acreditam. O primeiro projeto de mobilidade elétrica foi feito por Ányos Jedlik, em 1828, e o primeiro VE foi construído por Thomas Davenport em 1835, que utilizou baterias não recarregáveis [12].
Embora haja avanços tecnológicos importantes nesses veículos atuais, como as baterias de lítio-íon e toda a tecnologia digital presentes nos VEs modernos, em essência, o conceito básico se mantém. Os VEs atuais baseiam-se em dois tipos principais: puramente elétricos, utilizando apenas um (ou vários) motor elétrico (ME) para propulsão, e híbridos, associando o ME com o motor à combustão interna (MCI)
convencional em diferentes configurações. O ME possui controlador eletrônico de velocidade e acumuladores de energia.
A diferença entre o ME e o MCI é que o elétrico atinge o torque máximo a partir do início de sua rotação e permanece relativamente constante, até certo valor de rotação, quando começa a diminuir. A potência se mantém acima do valor do torque até o final da rotação máxima do motor. Essa característica de um ME faz com que o veículo acelere constantemente, dispensando um sistema de engrenagens, até atingir a velocidade máxima. O ME, além da curva de torque muito mais favorável, permite uma rotação final – da ordem de 12.000 rpm – muito acima do MCI de um veículo convencional.
Por outro lado, a baixa autonomia dos VEs é sua grande desvantagem em relação aos veículos convencionais, porém, atualmente, a busca por soluções mais eficientes de armazenamento de energia tem se intensificado por meio de pesquisas em todo mundo. Como exemplo, a bateria a base de lítio, sendo um dos tipos de acumuladores de energia que tem recebido maior atenção e investimentos, devido às elevadas densidades de potência e energia, além de ser menos agressiva ao meio ambiente se comparada com as tradicionais baterias de chumbo-ácido e níquel-cádmio.
2.2.1 Tipos de VEs
O VE à bateria (VEB1 ou BEV, da sigla em inglês para Battery Electric
Vehicle), ou puramente elétrico, tem como fonte principal de energia a eletricidade
proveniente de fontes externas (a rede elétrica, por exemplo), que é armazenada em uma bateria interna, que alimenta o ME e propulsiona as rodas (Figura 2.1-a). Como estes veículos usam exclusivamente a eletricidade como combustível, são considerados veículos all-electric. Todos os VEBs são plug-ins, que em tradução literal significa “ligado na tomada”, devido à eletricidade ser fornecida por uma fonte externa. Contudo, na classe dos VEs plug-ins também se incluem alguns VEs híbridos, que são aqueles que utilizam ambos ME e MCI.
Os híbridos são classificados de acordo com a sua configuração interna de motores, como sendo em série (utilizam apenas o ME para mover o veículo, com o MCI
1
Também conhecido como: BOEV (Battery Only Electric Vehicle), AEV (All Electric Vehicle) ou Elétrico Puro (Pure Electric).
fornecendo eletricidade ao ME – Figura 2.1-b), paralelo2 (utilizando ambos os motores para propulsão – Figura 2.1-c), ou ainda série-paralelo (Figura 2.1-d), contemplando simultaneamente os dois aspectos anteriores. Contudo, os elétricos híbridos3 são ainda classificados popularmente como [13]:
Híbrido puro (VEH ou HEV, da siga em inglês Hybrid Electric Vehicle), cujo motor principal que propulsiona o veículo é o MCI, e a função do ME é melhorar a eficiência do MCI ao fornecer tração em baixa potência;
Híbrido Plug-in (VEHP ou PHEV, da sigla em inglês Plug-in Hybrid
Electric Vehicle), cujo MCI também é o principal, mas pode, além disso,
receber também eletricidade diretamente de uma fonte externa;
Híbrido de longo alcance (E-REV, da sigla em inglês Extended Range
Electric Vehicle), cujo motor principal é o elétrico – que é alimentado
diretamente por uma fonte elétrica externa – com o MCI fornecendo energia a um gerador, que mantém um nível mínimo de carga da bateria, fazendo com que tenha alcance estendido.
(a) (b) (c) (d)
Figura 2.1 – Esquemático interno do (a) VEB e dos VEHs (b) série, (c) paralelo e (d) série-paralelo (Elaboração própria).
2 Alguns fabricantes também empregam a terminologia full-hybrid ou strong-hybrid para os híbridos paralelos.
3
Existem também os chamados veículos semi-híbrido (mild hybrid) e micro-híbrido (micro-hybrid), em que o ME não tem potência suficiente para movimentar o carro.
Existem ainda os VEs movidos à célula de hidrogênio (FCEV, da sigla em inglês
Fuel Cell Electric Vehicle) [14], que combinam hidrogênio e oxigênio para produzir a
eletricidade que fará funcionar o motor, e os alimentados por cabos externos (RPEV –
Road Powered Electric Vehicle) que, por definição, recebem a eletricidade através de
cabos externos diretamente conectados, estejam eles acima do veículo – como os trolley
buses (trólebus) e caminhões em portos e estradas eletrificadas – ou abaixo – como os
Veículos Leves sobre Trilhos (VLTs). Contudo, este trabalho não considera esse tipo de VE. Todas essas possíveis configurações dos VEs e suas classificações são inter-relacionadas na Figura 2.2, a seguir.
Figura 2.2 – Tipos de VEs (Adaptado de [15]).
2.2.2 Modos e Tipos de Recarga
Como descrito anteriormente, os VEs plug-ins necessitam de uma fonte externa de fornecimento de energia, fato conhecido como recarga. Os métodos de recarga podem ser divididos em dois tipos de fornecimento de energia ao veículo, ou seja, corrente alternada (c.a.) e corrente contínua (c.c.). Como a bateria é um elemento c.c., no caso da recarga c.a., é necessário um conversor c.a./c.c. a bordo do veículo para alimentar o tipo de corrente adequada às suas baterias. Por outro lado, como a eletricidade recebida da rede elétrica sempre está na forma c.a., a recarga c.c. tem normalmente a conversão ocorrendo na própria unidade de recarga [9].
Contudo, existem normas nacionais, como a Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) NBR IEC 61851-1 [16], e internacionais, como a International
Electrotechnical Commission (IEC) 61851 [17] e a Society American Engineers (SAE)
classificados em quatro modos diferentes, cada qual, com suas especificações técnicas e elétricas:
Modo 1: o VE é conectado diretamente à rede elétrica via uma tomada padrão (ou seja, tomadas domésticas ou industriais), não excedendo 16 A e 250 Vca (monofásico) / 480 Vca (trifásico), considerando sistema mono ou trifásico, com fase(s), neutro e terra, necessitando da utilizando de um Dispositivo de corrente Diferencial-Residual (DDR) no lado da rede de alimentação, por não haver nenhuma interface e proteção entre o VE e a rede elétrica. Atualmente, tal modo é apenas utilizado para VEs levíssimos, de pequeno porte, tal como alguns patinetes e bicicletas elétricas;
Modo 2: limitado em 32 A e 250 Vca (monofásico) ou 480 Vca (trifásico), e com um dispositivo de proteção (caixa de comando ICCB ou In-Cable
Control Box) entre o VE e a rede elétrica, que verifica a integridade da
conexão de terra e desabilita a saída do cabo de recarga caso o VE não esteja conectado, além de sistema de proteção contra choque elétrico; Modo 3: a conexão entre o VE e a rede elétrica é realizada por meio de um
sistema dedicado, responsável por assegurar a transferência segura de energia via protocolo de comunicação bidirecional (requerendo pinos de controle e sinais nas duas pontas do cabo). Vinculada a este modo de recarga estão três opções de tomadas ou plugues, definidos e especificados em norma (ABNT NBR IEC 62196 [19], [20]):
o Tipo 1: Tomada monofásica, para correntes de até 32 A. Possui cinco pinos, sendo eles: Fase, Neutro, Terra, Detector de proximidade e Controle. É utilizada tanto no Japão quanto nos EUA, em VEs tais como: Nissan Leaf, Mitsubishi iMiEV, Citroen C-Zero e Peugeot iOn;
o Tipo 2: Tomada monofásica / trifásica (até 44 kW e 63 A por fase). Possui sete pinos, sendo eles: três Fases, Neutro, Terra, Detector de proximidade e Controle. É muito utilizada na Europa, em VEs tais como: Smart, Renault, BMW, Volkswagen e outras futuras fabricações europeias;
o Tipo 3: Chamada de “Scame”, é uma tomada monofásica / trifásica (até 22 kW e 32 A por fase). Possui sete pinos, sendo eles: três Fases, Neutro, Terra, Detector de proximidade e Controle. Esse
padrão de conexão não é utilizado em nenhum VE conhecido, ficando restrito a veículos leves ou ainda em desenvolvimento; Modo 4: conexão entre o VE e a rede elétrica de forma indireta utilizando
um recarregador externo (conversor c.a./c.c.), que fornece c.c. diretamente para a bateria do veículo, fazendo um bypass no recarregador interno de recarga c.a. Este modo requer uma infraestrutura mais dispendiosa que a necessária para os outros modos, devido à necessidade de eletrônica de conversão de energia e de correntes elevadas (até 400 Acc). É aplicado para recargas rápidas em c.c.
A partir destes modos e tipos, as recargas são ainda classificadas entre normal, semirrápida, rápida e, mais recentemente, ultrarrápida, de forma a representar a “velocidade” de recarga:
Recarga Lenta ou Normal: os níveis de demanda de energia nesse tipo de recarga são semelhantes às cargas TUE (Tomada de Uso Específico) residenciais, não sendo necessária uma infraestrutura tão específica, pois essa recarga opera entre 3,7 kW e 7,4 kW (a recarga total é atingida entre 6 a 16 horas, dependendo da capacidade energética das baterias dos VEs), em tensão alternada de 127 V ou 220 V. Os VEs possuem um conversor de energia (retificador) embarcado que permite a recarga em instalações desse tipo;
Recarga Semirrápida: o tempo de recarga é menor em comparação à recarga normal, pois o valor de corrente é de 32 A. Em configuração monofásica (a partir de 7,4 kW) realiza recarga total em 3 ou 4 horas, e em trifásica (22 kW) esse tempo pode chegar a aproximadamente 1 hora e meia, novamente dependendo da baterias dos VEs;
Recarga Rápida: geralmente a recarga rápida é efetuada por uma estrutura de conversão de energia montada externamente ao veículo, no posto de recarga, onde um conversor eletrônico processa a energia, transformando c.a. para c.c., para recarregar diretamente a bateria do VE. Esse tratamento da energia é feito para diminuir o tempo de recarga, sendo que o veículo recebe energia em uma intensidade limite, conforme a especificação exigida na recarga das baterias, ou seja, respeitando os
limites de absorção de energia das baterias em um ponto próximo a este (normalmente envolvendo potências na ordem de 50 kW). Nesse caso, é imprescindível um sistema de comunicação da bateria com o recarregador. Contudo, há também VEs que permitem recarrega rápida em c.a., em torno de 43 kW, com a conversão de energia sendo feita internamente ao próprio VE. Ainda disponível em poucos VEs, é um tipo de recarga encontrada no VE Renault Zoe (contudo, a nova geração do Zoe, 2020, foi alterada para recarga rápida c.c.) e BYD E6, por exemplo, que recarregam pelo plugue Tipo 2 reforçado para esse nível de corrente. Além disso, normalmente em ambos os casos, a recarga máxima efetuada nessas potências é de 80% da bateria (em aproximadamente 30 minutos), contudo, isso pode não acontecer caso a bateria do veículo tenha uma capacidade elevada;
Recarga Ultrarrápida: Nos dias atuais, há ainda uma nova categoria de recarga surgindo no mundo, conhecida como ultrarrápida, em c.c., que pode fornecer potências entre 150 e 350 kW, e tempo de recarga variando entre 8 a 20 minutos.
Finalmente, entre esses diversos modos, tipos e métodos de recarga, existem ainda os diversos tipos de conectores utilizados para interligar o VE e a estação de recarga fisicamente. Provavelmente, a diversidade de padrões se dá pelo surgimento de diferentes mercados e particularidades dos fabricantes de veículos e seus projetos, que optam pelo desenvolvimento de padrão próprio com as especificidades demandadas pelo projeto de seus VEs.
Apresentam-se abaixo os padrões de conexão mais utilizados atualmente (e ilustrados na Figura 2.3):
SAE J1772: norma norte-americana, responsável por padronizar conexões elétricas para VEs nos EUA. O padrão SAE J1772 é classificado como Modo 3, Tipo 1, especificamente para recarga do tipo normal e semirrápido c.a., pois é utilizado somente com entrada monofásica (120 V), além de possuir condutores de terra, de comunicação (pino controle piloto) e de detecção de proximidade entre VE e estação de recarga. Tal comunicação é feita por meio de um protocolo LLC (Low Level Communication), baseado em uma modulação
PWM (Pulse Width Modulation), que transmite informações de início de recarga, desligamento normal e de emergência [18];
IEC 62196: tal padrão é classificado como Modo 3, Tipo 2, especificamente para recargas do tipo normal e semirrápida c.a., porém, também é utilizado em recarga rápida c.a. devido a reforço elétrico para suportar uma corrente superior. Foi o adotado pela ACEA (European
Automobile Manufacturers' Association), logo é utilizado nos VEs e
estações de recargas desenvolvidas na Europa, sendo apropriado para conexões monofásicas e trifásicas, que permitem correntes de recarga entre 16 e 63 A. Possui sete pinos de conexão, sendo três de entrada de alimentação c.a., um neutro, um terra, um de comunicação (pino controle piloto) e um de detecção de proximidade (conexão entre VE e estação de recarga), além da comunicação também ser baseada em uma modulação PWM [19], [20];
CHAdeMO: desenvolvido em conjunto pelas empresas Tokyo Electric Power Company, Nissan, Mitsubishi, Fujy Heavy Industries e Toyota, o CHAdeMO buscou atender o método de recarga rápida para VEs. Este padrão é classificado como Modo 4, especificamente para recarga rápida c.c. Possui 10 pinos de conexão, sendo dois de entrada de alimentação c.c., um terra, dois referentes a rele de controle com o VE, dois de comunicação (+ e -), um de controle de recarga e um de detecção de proximidade (conexão entre VE e estação de recarga). O décimo pino não tem função. A comunicação entre a estação de recarga e o VE ocorre via protocolo CAN Bus (Controller Area Network) [21];
Combo (CCS): o Sistema de Recarga Combinado (Combined Charging
System) [22], conhecido como CCS ou também Combo, foi oficialmente
divulgado durante a 26ª edição do Simpósio SAE de VEs, em 2012. A SAE, juntamente com a IEC, criou um padrão que permite a recarga rápida em c.c. como também a recarga em c.a. Oito montadoras aderiram a este novo padrão, sendo eles: Audi, BMW, Chrysler, Daimler, Ford, General Motors, Porsche e Volkswagem. Contudo, devido ao significativo uso dos padrões SAE J1772 e IEC 62196 nos principais mercados de VEs, Norte Americano e Europeu, respectivamente, este novo padrão também foi dividido em dois modelos: CCS-1 e CCS-2. Tal
padrão é classificado como Modo 4, especificamente para recarga rápida c.c. A comunicação entre a estação de recarga e o VE ocorre via PLC (Power Line Communication);
Tesla: O sistema da Tesla [23] é exclusivo para os clientes de VEs da marca (ao passo que o CCS possui um plugue duplo que pode ser conectado em c.c. ou c.a., o que amplia o número de pontos de recarga à disposição dos motoristas). Tal padrão suporta dois níveis de recarga. O nível 1 suporta uma potência de até 60 kW, enquanto o nível 2 até 120 kW de potência em c.c.
Figura 2.3 – Padrões de conexão mais utilizados atualmente (Elaboração própria).
2.2.3 Metodologias de Recarga e Impacto na Rede Elétrica
As metodologias de recarga podem ser classificadas em dois grupos gerais, dependendo do sentido do fluxo de energia: unidirecional e bidirecional.
A. Recarga Unidirecional
O conceito de recarga unidirecional refere-se a um único sentido de energia, da rede para o VE, usado para recarregar suas baterias, conforme apresentado nas subseções anteriores deste capítulo, no caso dos padrões de recarga mais conhecidos. No entanto, pode-se ainda classificar a recarga unidirecional entre: descontrolada e controlada (smart charging ou recarga inteligente), e descentralizada e centralizada [9],[24].
Recarga descontrolada: A recarga não controlada ocorre desde o momento em que o veículo está conectado, até atingir 100% do seu estado de carga
(SoC – State of Charge) ou até alguma interrupção, voluntária ou não. Além de não assegurar a recarga completa do veículo, o preço da eletricidade não é considerado e, portanto, o custo da recarga é imprevisível. A recarga de muitos VEs de maneira descontrolada também requer atenção, uma vez que é comumente associada a uma série de impactos às empresas de energia, podendo implicar no congestionamento das linhas de distribuição de energia caso a maioria dos eventos de recarga ocorram ao mesmo tempo e em períodos de alta demanda de energia (podendo, neste caso, exceder o fator de capacidade da rede, aumentar as perdas de energia, provocar efeitos de sobrecarga e subtensão e o envelhecimento prematuro de equipamentos de energia, como transformadores). Este tipo de recarga, apesar de não ter complexidade, não beneficia nenhuma das partes envolvidas, e ainda pode afetar negativamente o preço da eletricidade a ser pago pelo usuário final, considerando um cenário mais extremo de penetração de VEs. Como vantagem, é o método de recarga mais barato em termos de desenvolvimento e implementação, porém, a operação do sistema com equipamentos deste tipo se torna complexa e cara, considerando um cenário futuro de alta penetração de veículos e do ponto de vista de operação da rede elétrica. Contudo, para pequenas taxas de adoção de VEs, o método não controlado pode ser viável, dependendo da capacidade e topologia da rede.
Recarga controlada (Smart Charging):Devido à possibilidade de impacto negativo que a recarga não controlada de VEs pode ter na rede elétrica, desenvolveu-se a metodologia de “Recarga Controlada/Gerenciada” ou
Smart Charging (ou ainda, G2V - Grid-to-Vehicle, ou apenas V1G, em
alusão ao V2G), considerando diferentes indicadores do desempenho geral da rede. O mecanismo do V1G é análogo à recarga padrão em que a eletricidade flui em uma direção, ou seja, do EP para a bateria VE. No entanto, o EP preparado para V1G pode controlar a transferência de energia para o veículo, gerenciando quando a recarga ocorre (programada/agendada) e controlando a sua taxa de transferência de energia. O V1G permite ainda a mudança de demanda, que pode ser utilizada para fornecer serviços de energia, incluindo:
