Carlos Miguel Amaro da Silva - ULisboa · Carregamento de veículos elétricos em locais isolados a...
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Carregamento de veículos elétricos em locais isolados a partir de energias renováveis e com armazenamento intermédio de energia Carlos Miguel Amaro da Silva Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Prof. Duarte de Mesquita e Sousa Júri Presidente: Prof. Rui Manuel Gameiro de Castro Orientador: Prof. Duarte de Mesquita e Sousa Vogal: Prof. António Eusébio Velho Roque Novembro 2016
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Carregamento de veículos elétricos em locais isolados a
partir de energias renováveis e com armazenamento
intermédio de energia
Carlos Miguel Amaro da Silva
Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em
Engenharia Eletrotécnica e de Computadores
Orientador: Prof. Duarte de Mesquita e Sousa
Júri
Presidente: Prof. Rui Manuel Gameiro de Castro
Orientador: Prof. Duarte de Mesquita e Sousa
Vogal: Prof. António Eusébio Velho Roque
Novembro 2016
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Agradecimentos
A realização da presente dissertação não seria possível sem um conjunto de pessoas que de alguma
forma contribuíram para a sua elaboração.
Em primeiro lugar gostaria de agradecer à minha família pelo apoio e força incondicional que me
deram ao longo do meu percurso académico, uma vez que sem os seus sacrifícios nunca poderia ter
chegado tão longe.
Agradeço ao Professor Duarte de Mesquita e Sousa, pela oportunidade que me deu de trabalhar
num tema tão interessante como o abordado nesta dissertação mas especialmente pelo seu trabalho
de orientação e pela maneira como sempre se demonstrou disponível e pronto para me ajudar em
qualquer circunstância.
Um agradecimento especial aos meus colegas do Instituto Superior Técnico pelo companheirismo,
amizade e entreajuda demonstrada ao longo destes cinco anos, já que sem o seu apoio teria sido
impossível atingir este ponto.
A todos, o meu muito obrigado.
iv
v
Resumo
O consumo de combustíveis fósseis em larga escala e os problemas ambientais resultantes da
emissão de gases poluentes para a atmosfera, criaram uma necessidade de alteração dos hábitos de
mobilidade na atualidade. Como resposta a estas necessidades tem existido um forte investimento
efetuado pelas empresas do setor automóvel no desenvolvimento de veículos elétricos, bem como das
tecnologias a estes associadas. Um dos maiores problemas associados aos veículos elétricos é a sua
baixa autonomia, no entanto o desenvolvimento das baterias por estes utilizados permite, que hoje em
dia, 80 % da capacidade destas seja carregada num intervalo de apenas 15 a 30 minutos.
A criação de uma rede de estações de carregamento rápido, de forma a permitir a realização de
viagens de longo curso no menor tempo possível, é assim vista como indispensável neste momento. É
neste sentido, que nesta dissertação é apresentada uma solução para uma estação de carregamento
rápido de veículos elétricos em locais isolados. O modelo apresentado, para além de alimentado pela
rede monofásica disponível no local é ainda alimentado por um sistema de geração fotovoltaica e por
um sistema de armazenamento intermédio de energia constituído por um banco de baterias e um
supercondensador, de forma a minimizar os pedidos de corrente efetuada à rede.
De forma a testar o funcionamento do sistema proposto são realizadas simulações em diferentes
condições, as quais permitem verificar o correto funcionamento do mesmo e a sua resposta perante
eventuais falhas dos subsistemas que o constituem.
Palavras-Chave
Localização isolada, carregamento rápido, rede elétrica monofásica, sistema de geração fotovoltaica,
sistema de armazenamento intermédio de energia, trânsito de potência.
vi
Abstract
The consumption of fossil fuels on a large scale and the environmental problems resulting from the
emission of polluting gases into the atmosphere, created the need for change in mobility habits in today’s
daily life. In response to these needs a strong investment has been made by companies of the
automotive sector in the development of electric vehicles and the technologies associated with them. A
major problem associated with electric vehicles is their low autonomy, however the development of the
batteries used by these allows nowadays the charge of 80 % of the batteries capacity in a period of 15
to 30 minutes.
The creation of a network of fast charging stations to enable the realization of long travels in an
acceptable time, is a necessity at this point. It is in this sense, that this thesis presents a solution for a
fast charging electric vehicles station in isolated locations. The model presented, is fed not only by the
single phase electric grid available at the location, but also by a photovoltaic generation system and an
intermediate energy storage system consisting of a battery bank and a supercapacitor, in order to
minimize current demands made to the network.
In order to test the correct operation of the proposed system, simulations are performed under
different conditions, which allow to check the correct operation of the system and its response to possible
failures of the subsystems that constitute it.
Keywords
Isolated location, fast charging, single phase electric grid, photovoltaic power generation system,
intermediate energy storage system, power flow.
vii
Índice
Agradecimentos ....................................................................................................................................... iii
Resumo ..................................................................................................................................................v
Abstract ................................................................................................................................................. vi
Índice ................................................................................................................................................ vii
Lista de Figuras ....................................................................................................................................... ix
Lista de Tabelas ..................................................................................................................................... xii
Lista de Acrónimos ................................................................................................................................ xiii
Lista de Símbolos .................................................................................................................................. xv
1. Introdução ............................................................................................................................................ 1
1.1 Objetivos da dissertação .............................................................................................................. 3
1.2 Estrutura da dissertação .............................................................................................................. 5
2. Estado da Arte ..................................................................................................................................... 7
2.1 Carregamento de Veículos Elétricos ............................................................................................ 7
2.1.1 Modos de carregamento .................................................................................................... 8
2.1.1.1 Carregamento em modo AC ................................................................................ 8
2.1.1.2 Carregamento em modo DC .............................................................................. 10
2.2 Geração Fotovoltaica ................................................................................................................. 14
2.2.1 Modelo teórico ................................................................................................................. 15
2.2.2 Influência dos fatores externos ........................................................................................ 18
2.2.3 Algoritmos MPPT ............................................................................................................. 20
2.3 Armazenamento de Energia ....................................................................................................... 21
2.3.1 Baterias ............................................................................................................................ 23
2.3.1.1 Baterias de Ácido-Chumbo ................................................................................ 24
2.3.1.2 Baterias de Iões de Lítio (Li-Ion) ..................................................................... 24
2.3.2 Supercondensadores ...................................................................................................... 25
3. Estação de carregamento ................................................................................................................. 27
3.1 Sistema proposto ....................................................................................................................... 27
3.2 Ligação à rede ............................................................................................................................ 31
3.2.1 Retificador de onda completa em ponte a díodos ........................................................... 32
3.2.2 Dimensionamento e simulação do retificador ................................................................. 34
3.3 Sistema de Armazenamento de Energia ................................................................................... 37
3.3.1 Banco de Baterias ........................................................................................................... 38
3.3.1.1 Conversor elevador DC/DC ............................................................................... 40
viii
3.3.2 Supercondensador .......................................................................................................... 44
3.3.2.1 Modelo Supercondensador ................................................................................ 44
3.3.2.2 Conversor redutor-elevador DC/DC .................................................................. 46
3.3.2.3 Simulação do sistema do supercondensador .................................................... 48
3.4 Sistema de Geração Fotovoltaica .............................................................................................. 51
3.4.1 Painel fotovoltaico e sistema MPPT ................................................................................ 52
3.4.2 Conversores de ligação ao DC BUS ............................................................................... 54
3.4.3 Simulação do sistema de geração fotovoltaica ............................................................... 56
3.5 Controlo dos conversores DC/DC de ligação ao DC BUS ......................................................... 59
3.6 Sistema de carregamento de veículos ....................................................................................... 61
3.6.1 Conversor redutor-elevador DC/DC de carregamento .................................................... 62
3.6.2 Controlo do sistema de carregamento ............................................................................ 64
3.6.3 Simulação do sistema de carregamento ......................................................................... 65
4. Funcionamento da Estação de Carregamento ................................................................................. 69
4.1 Cenário 1: Funcionamento do sistema global ............................................................................ 69
4.2 Cenário 2: Falha no SAE e mudança de carregamento rápido para carregamento lento ......... 73
4.3 Cenário 3: Funcionamento em caso de falha na rede ............................................................... 77
5. Conclusões ........................................................................................................................................ 81
Referências ........................................................................................................................................... 83
ANEXOS
Anexo A. Catálogo: Bateria PANASONIC LC-T12105P .................................................................. A1
Anexo B. Catálogo: Supercondensador MAXWELL 160 V .............................................................. A2
Anexo C. Catálogo: PV BP SOLAR SX3190W ................................................................................ A6
Anexo D. Modelo de Simulink do Painel Fotovoltaico (Modelo: 1 Díodo e 3 Parâmetros) .............. A8
Anexo E. Catálogo: Especificações NISSAN LEAF ......................................................................... A9
Anexo F. Código do controlo do sistema de carregamento ........................................................... A10
ix
Lista de Figuras
Figura 1.1 - Esquema geral do sistema proposto, adaptado de [7] ........................................................ 3
Figura 2.1 - Tipos de tomadas utilizadas nos carregamentos AC [16] ................................................... 9
Figura 2.2 - Norma CHAdeMO: Circuito de ligação carregador/EV e tomada JARI DC Nível III [18] .. 11
Figura 2.3 - Carregador combinado DC do tipo 2 (Norma IEC 62196), adaptado de [24] ................... 12
Figura 2.4 - Previsão para a evolução do número de estações de carregamento rápido no mundo [27]
.......................................................................................................................................... 13
Figura 2.5 - Circuito elétrico equivalente de uma célula fotovoltaica .................................................... 15
Figura 2.6 - Variação da curva I-V com a irradiância, retirado de [28] ................................................. 18
Figura 2.7 - Variação da curva I-V com a temperatura, retirado de [28] ............................................... 18
Figura 2.8 - Curva de energia e potência específica de diferentes tipos de SAE [32] ......................... 22
Figura 2.9 - Curvas características dos diferentes tipos de baterias [31] ............................................. 23
Figura 2.10 - Característica de descarga de baterias, condensadores e supercondensadores, adaptado
de [38] ............................................................................................................................... 26
Figura 3.1 - Esquema global da estação de carregamento .................................................................. 29
Figura 3.2 - Esquema geral da ligação à rede ...................................................................................... 31
Figura 3.3 - Esquema detalhado da ligação à rede .............................................................................. 32
Figura 3.4 - Tensão e corrente da rede ................................................................................................. 34
Figura 3.5 - Tensão nos enrolamentos do secundário do transformador ............................................. 35
Figura 3.6 - Tensão e corrente de saída do retificador ......................................................................... 36
Figura 3.7 - Tensão média do barramento DC ..................................................................................... 36
Figura 3.8 - Esquema geral do sistema de armazenamento de energia .............................................. 37
Figura 3.9 - Curvas da tensão e corrente de descarga do banco de baterias e correspondente SOC 39
Figura 3.10 - Modelo de Simulink do sistema de armazenamento: banco de baterias ........................ 40
Figura 3.11 - Curvas da tensão e corrente fornecidas pelo banco de baterias .................................... 42
Figura 3.12 - Variação da tensão na bobine LBAT.................................................................................. 43
Figura 3.13 – Tensão à saída do conversor: VDC .................................................................................. 43
Figura 3.14 - Corrente à saída do conversor: IDC .................................................................................. 44
Figura 3.15 - Esquema elétrico de um supercondensador: simplificação de 1ª ordem ........................ 44
Figura 3.16 - Esquema elétrico equivalente de um SC tendo em conta o seu comportamento não linear
simplificação de 1ª ordem .............................................................................................. 45
Figura 3.17 - Curvas da tensão e corrente do supercondensador ....................................................... 46
Figura 3.18 - Modelo de Simulink do sistema de armazenamento: supercondensador ....................... 46
Figura 3.19 - Tensão e corrente fornecidas pelo supercondensador ................................................... 48
Figura 3.20 - Tensão e corrente à saída do conversor DC/DC: DC BUS ............................................. 49
Figura 3.21 - Variação da corrente na bobine LSC ................................................................................ 50
Figura 3.22 - Variação da tensão na bobine LSC ................................................................................... 50
Figura 3.23 - Esquema geral do sistema de geração fotovoltaica ........................................................ 51
Figura 3.24 - Modelo do controlador MPPT desenvolvido, baseado em [50] ....................................... 53
x
Figura 3.25 - Modelo de Simulink do sistema de geração fotovoltaica ................................................. 54
Figura 3.26 – Tensão e corrente fornecidas pelo PV ao sistema ......................................................... 56
Figura 3.27 – Tensão e corrente à saída do conversor elevador ......................................................... 57
Figura 3.28 - Variação da tensão na bobine LPV2 .................................................................................. 58
Figura 3.29 – Tensão e corrente à saída do conversor redutor: DC BUS ............................................ 58
Figura 3.30 - Malha de controlo da tensão no barramento DC dos SAE e SGPV................................ 59
Figura 3.31 - Sinal de controlo do sistema de controlo e a sua influência no sinal de erro .................. 60
Figura 3.32 - Esquema geral do sistema de carregamento de veículos elétricos ................................ 61
Figura 3.33 - Modelo de Simulink do sistema de carregamento ........................................................... 62
Figura 3.34 - Fluxograma descritivo do controlo do sistema de carregamento .................................... 64
Figura 3.35 - SOCInicial= 20 %: Tensão aos terminais da bateria, corrente de carregamento e a evolução
do SOC ........................................................................................................................... 65
Figura 3.36 - SOCInicial= 75 %: Tensão aos terminais da bateria, corrente de carregamento e a evolução
do SOC ........................................................................................................................... 66
Figura 3.37 - SOCInicial= 95%: Tensão aos terminais da bateria e corrente de carregamento ............. 67
Figura 4.1 – Tensão no DC BUS ........................................................................................................... 69
Figura 4.2 – Corrente no DC BUS ......................................................................................................... 70
Figura 4.3 – Potência no DC BUS ......................................................................................................... 70
Figura 4.4 – Correntes à saída dos sistemas individuais de fornecimento de potência ao DC BUS ... 71
Figura 4.5 – SOC da bateria do EV ....................................................................................................... 71
Figura 4.6 – Corrente e tensão aos terminais da bateria do EV ........................................................... 72
Figura 4.7 – Potência transferida para a bateria do EV ........................................................................ 72
Figura 4.8 – Corrente à saída o SAE .................................................................................................... 73
Figura 4.9 – SOC da bateria do EV ....................................................................................................... 73
Figura 4.10 – Tensão no DC BUS ......................................................................................................... 74
Figura 4.11 – Corrente no DC BUS ....................................................................................................... 74
Figura 4.12 – Potência no DC BUS ....................................................................................................... 75
Figura 4.13 – Corrente à saída do SGPV e do sistema de ligação à rede: resposta dos sistemas às
alterações verificadas ..................................................................................................... 75
Figura 4.14 – Corrente e tensão aos terminais da bateria do EV ......................................................... 76
Figura 4.15 – Potência transferida para a bateria do EV ...................................................................... 76
Figura 4.16 – Corrente à saída do sistema de ligação à rede .............................................................. 77
Figura 4.17 – Tensão no DC BUS ......................................................................................................... 77
Figura 4.18 – Corrente à saída do SGPV e do sistema SAE ................................................................ 78
Figura 4.19 – Corrente no DC BUS ....................................................................................................... 78
Figura 4.20 – Potência no DC BUS ....................................................................................................... 79
Figura 4.21 – SOC da bateria do EV ..................................................................................................... 79
Figura 4.22 – Corrente e tensão aos terminais da bateria do EV ......................................................... 80
Figura 4.23 – Potência transferida para a bateria do EV ...................................................................... 80
Figura A.1 – Modelo de Simulink do painel fotovoltaico (modelo: 1 díodo e 3 parâmetros) ................ A8
xi
Figura A.2 - Código do controlo do sistema de carregamento............................................................ A10
xii
Lista de Tabelas
Tabela 3.1 – Características do transformador ..................................................................................... 35
Tabela 3.2 – Parâmetros do modelo de Simulink utilizados para o banco de baterias ........................ 38
Tabela 3.3 – Parâmetros do modelo do supercondensador MAXWELL 160 V .................................... 45
Tabela 3.4 – Características do PV: BP SX3190W .............................................................................. 52
Tabela 3.5 – Características do painel fotovoltaico equivalente ........................................................... 53
Tabela 3.6 – Parâmetros do modelo de Simulink utilizadados para a bateria do EV ........................... 62
xiii
Lista de Acrónimos
AC Alternate Current / Corrente Alternada
CCS Combined Charging System / Sistema de Carregamento Combinado
CHAdeMO “CHArge de MOve”. Nome cormercial do método de carregamento desenvolvido
para carregamentos rápidos
DC Direct Current / Corrente Contínua
DC BUS Direct Current Bus / Barramento de Corrente Contínua
EDR Distibuted Equivalent Resistance / Resistência Equivalente Distribuída
ESR Equivalent Series Resistance / Resistência Equivalente em Série
EV Electric Vehicle / Veículo Elétrico
FCEVS Fast Charging Electric vehicle Station / Estação de Carregamento Rápido de
Veículos Elétricos
FF Form Factor / Fator de Forma
G2V Grid 2 Vehicle / Rede para o veículo
HEV Hybrid Electric Vehicle / Veículo Elétrico Híbrido
ICCB In-Cable Control Box / Caixa de Controlo Intra-Cabo
IEC International Electrotechnical Commission / Comissão Eletrotécnica
Internacional
IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor / Transístor Bipolar de Porta Isolada
JEVS Japan Electric Vehicle Standard / Norma para Veículos Elétricos no Japão
MOSFET Metal Oxide Semiconductor Field Effect Transistor / Transistor de Efeito de
Campo Metal - Óxido - Semicondutor
MPPT Maximum Power Point Tracking / Seguidor de Máxima Potência
NOCT Nominal Operating Cell Temperature / Temperatura Nominal de Operação da
Célula
PEV Plug-In Hybrid Electric Vehicle / Veículo Elétrico Híbrido de Carregamento pela
Rede
PHEV Plug-In Electric Vehicle / Veículo Elétrico de Carregamento pela Rede
PID Proportional–Integral–derivative Controller / Controlador Proporcional-Integral-
Derivativo
xiv
PV Photovoltaic Panel / Painel Fotovoltaico
RF Oscillation Factor / Fator de Oscilação
SAE Sistema de Armazenamento de Energia
SC Supercondensador
SGPV Sistema de Geração Fotovoltaica
SOC State Of Charge / Estado de Carga
STC Standard Teste Conditions / Condições de Teste Padrão
TUF Transformer Utilization Factor / Fator de Utilização do Transformador
V2G Vehicle 2 Grid / Veículo para a Rede
VRLA Valve Regulated Lead Acid Battery / Bateria de Ácido Chumbo de Válvula
Regulada
xv
Lista de Símbolos
A Área dos elétrodos do supercondensador [m2]
C Capacidade do modelo do supercondensador [F]
CBAT Condensador de saída do conversor elevador do SAE [F]
CSC Condensador de saída do conversor redutor-elevador do SAE [F]
CN(BAT) Capacidade nominal de descarga do banco de baterias [F]
CN(EV) Capacidade nominal da bateria do EV [F]
CN(SC) Capacidade nominal do supercondensador [F]
CPV1 Condensador de saída do conversor elevador do SGPV [F]
CPV2 Condensador de saída do conversor redutor do SGPV [F]
D Distância entre os elétrodos do supercondensador [m]
fc Frequência de comutação dos semicondutores [Hz]
fREDE Frequência da tensão da rede elétrica [Hz]
G Irradiância incidente na célula solar [W/m2]
g Sinal de controlo dos semicondutores
I Corrente na carga aos terminais da célula solar [A]
I0 Corrente Inversa de Saturação do díodo [A]
I1 Corrente de saída do conversor elevador do SGPV [A]
IBAT Corrente aos terminais do banco de baterias [A]
ICC Corrente de curto-circuito [A]
ICH Corrente de carregamento do EV [A]
ID Corrente que percorre o díodo (modelo célula solar) [A]
IDC Corrente no DC BUS [A]
IL Corrente na Bobine [A]
IMP Corrente no ponto de máxima potência [A]
IN(BAT) Corrente nominal do banco de baterias [A]
IN(SC) Corrente nominal do supercondensador [A]
IN(EV) Corrente nominal de descarga da bateria do EV [A]
xvi
IPV Corrente aos terminais do PV [A]
IS Corrente gerada na célular solar pela incidência de luz [A]
ISAE Corrente de saída do SAE [A]
ISC Corrente aos terminais do supercondensador [A]
ISGPV Corrente de saída do SGPV [A]
K Constante de Boltzman [J/K]
LBAT Bobine do conversor elevador do SAE [H]
LEV Bobine do conversor redutor-elevador do sistema de carregamento [H]
LSC Bobine do conversor redutor-elevador do SAE [H]
LPV1 Bobine do conversor elevador do SGPV [H]
LPV2 Bobine do conversor redutor do SGPV [H]
m Fator de idealidade
NS Número de células solares em série
PBAT Potência disponibilizada pelo banco de baterias [W]
PDC Potência disponível no barramento DC [W]
PMAX Potência nominal do PV [W]
PMP Potência no ponto de máxima potência do PV [W]
PPV Potência aos terminais do PV [W]
PSC Potência disponibilizada pelo SC [W]
q Carga do eletrão [C]
R0 Resistência de saída do conversor elevador do SGPV [Ω]
RBAT Resistência de saída do conversor elevador do SAE [Ω]
RP Resistência em paralelo responsável pela descarga do modelo do SC [Ω]
RINT Resistência Interna [Ω]
RPV Resistência de saída do SGPV [Ω]
RSC Resistência de saída do conversor redutor-elevador do SAE [Ω]
TC Temperatura da célula solar [K]
V Tensão aos terminais da célula solar [V]
V1 Tensão de saída do conversor elevador do SGPV [V]
xvii
VBAT Tensão aos terminais do banco de baterias [V]
VBAT(EV) Tensão aos terminais da bateria do EV [V]
VCA Tensão circuito aberto [V]
VDC Tensão no DC BUS [V]
VL Tensão na Bobine [V]
VN(BAT) Tensão nominal do banco de baterias [V]
VN(EV) Tensão nominal da bateria do EV [V]
VN(SC) Tensão nominal do SC [V]
VPV Tensão aos terminais do PV [V]
VREDE Tensão eficaz da rede elétrica [V]
VRET Tensão Retificada [V]
VSec Tensão aos terminais do secundário do transformador [V]
VSC Tensão aos terminais do SC [V]
VPrim Tensão aos terminais do primário do transformador [V]
VT Potêncial térmico
XL Indutância do modelo do SC [H]
∆IL Variação da corrente na bobine [A]
∆VDC Variação da tensão no DC BUS [V]
휀 Hiato de energia do semicondutor [eV]
휀0 Permissividade do vácuo [F/m]
휀𝑟 Permissividade relativa
𝜔 Frequência Angular [rad/s]
𝑇 Período [s]
η Eficiência [%]
𝛿 Duty Cycle / Fator de Ciclo
𝜏 Constante de tempo do circuito [s]
xviii
1
1. Introdução
Ao longo dos tempos, o Homem tem desenvolvido diferentes soluções de mobilidade de forma a
responder às suas necessidades e aos sucessivos avanços tecnológicos que vão ocorrendo. A
revolução industrial, iniciada em meados do século XVIII, corresponde a um dos momentos chaves
para a transformação e desenvolvimento dos meios de transportes, uma vez que é na sequência desta
que surgem os principais motores utilizados hoje em dia pela indústria automóvel: o motor de
combustão interna e o motor elétrico.
No início do século XIX, predominavam os veículos elétricos uma vez que estes eram mais fáceis
de ligar e conduzir quando comparados com os veículos de combustão, tendo ainda a vantagem de
produzirem menos ruído. No entanto, no século XX, a indústria automóvel sofreu fortes alterações
provocadas pelo desenvolvimento das estradas e pela necessidade de efetuar deslocações mais
longas. Estes fatores originaram um declínio da utilização dos veículos com motor elétrico em
detrimento dos veículos de combustão, já que as baterias por estes utilizadas apresentavam uma
autonomia muito baixa e elevados tempos de carregamento, impossibilitando as viagens de longo curso
[1]. Por outro lado, a descoberta de petróleo em grandes quantidades na Terra permitiu a redução do
preço da gasolina, o que combinado com a invenção da ignição elétrica e os maiores custos de
produção de um veículo elétrico conduziu à aposta nos veículos de motor de explosão e à sua produção
em massa.
O facto do petróleo se tratar de um recurso não renovável e de vital importância para inúmeras
indústrias, levou a que ao longo da história tenham já existidos várias crises na indústria petrolífera, as
quais tiveram como consequência imediata um aumento drástico do preço desta matéria-prima. De
forma a combater a instabilidade do preço do petróleo provocada pelas várias crises ocorridas no setor
petrolífero e à assinatura de vários protocolos e normas de proteção ambiental, a indústria automóvel
viu-se na necessidade de mudar o seu paradigma e centrar as suas atenções em alternativas mais
limpas, apresentando-se a mobilidade elétrica como uma das soluções mais viáveis.
Os veículos elétricos apresentam-se como umas das melhores soluções para responder aos
problemas de dependência dos combustíveis fósseis, libertação de elevados níveis de dióxido de
carbono e outros gases para a atmosfera responsáveis pelo aumento do efeito de estufa e degradação
da camada de ozono. Estes veículos começaram então a ressurgir progressivamente na década de 90,
época onde foram verificados valores record para o preço do barril de petróleo de forma sucessiva,
ajudados pelo forte investimento efetuado na exploração da produção de energia através de fontes
renováveis e pelo desenvolvimento das tecnologias usadas pelos veículos, com especial destaque para
as baterias.
Atualmente é possível encontrar no mercado algumas variantes de veículos que usam motores
elétricos, sendo estes agrupados segundo as suas características [2].
Os veículos elétricos (Electric Vehicle – EV) ou veículos puramente elétricos são veículos movidos
recorrendo unicamente a motores elétricos, sendo estes alimentados através de um sistema de
2
armazenamento de energia existente no veículo, o qual é normalmente constituído por um banco de
baterias recarregáveis. Os EV’s caracterizam-se por ser veículos que possuem uma aceleração forte e
suave devido ao binário instantâneo originado pelo motor elétrico, sendo mais eficazes que os
automóveis com motor de explosão. Dentro dos EV’s, o grande destaque vai para os veículos elétricos
de carregamento pela rede (Plug-in Electric Vehicle - PEV), os quais possuem a grande vantagem do
sistema de armazenamento de energia poder ser recarregado, usando um carregador adequado,
através de uma fonte de energia externa ao automóvel. A possibilidade de carregamento em qualquer
ponto através de estações de carregamento torna este tipo de veículos, o mais interessante de ser
desenvolvido tendo em vista a possibilidade da criação de uma rede de postos de carregamento de
veículos elétricos espalhados por diversos pontos.
Já no caso de um veículo elétrico híbrido (Hybrid electric Vehicle - HEV), como os veículos elétricos
híbridos de carregamento pela rede (Plug-in Hybrid electric Vehicle - PHEV), coexistem um motor
alimentado por energia elétrica e um outro de combustão interna, o qual recorre a combustíveis fósseis,
desta forma é possível atingir melhores rendimentos do que num automóvel típico devido à maior
eficácia do motor elétrico. Os HEV’s utilizam sistemas de travagem regenerativa, os quais permitem
um reaproveitamento da energia cinética de forma a carregar as baterias do veículo evitando-se que
esta seja desperdiçada sob a forma de energia térmica, como nos automóveis comuns. Outra
tecnologia usada pelos HEV’s corresponde à assistência à tração do motor elétrico no qual este motor
fornece potência ao motor de combustão interna quando este se encontra em esforço. Existem ainda
alguns HEV’s que usam o seu motor de combustão de forma a gerar eletricidade, utilizando-a quer no
carregamento das baterias quer no acionamento do próprio motor elétrico. Durante o arranque e
marcha lenta, este tipo de veículo caracteriza-se pelo uso do motor elétrico desligando o motor de
combustão de forma a reduzir a emissão de gases poluentes e os consumos de energia efetuados pelo
automóvel, reiniciando o motor apenas quando este volta a ser necessário. Este sistema tem o nome
de “sistema start-stop” [3].
Tendo consciência da necessidade de mudança no que diz respeito à forma atual de mobilidade e
à preservação do meio ambiente, os governos e entidades competentes têm vindo a investir nesta área
através da atribuição de incentivos económicos para quem possua EV’s ou HEV’s e da instalação de
estações de carregamento em diversos locais. Tomando como exemplo o caso de Portugal verifica-se
que a rede de carregamento tem vindo a aumentar ao longo dos últimos anos possuindo neste
momento 1300 postos de carregamento normal e 50 postos de carregamento rápido, os quais tornam
possível percorrer o país de norte a sul recorrendo apenas a um PEV [4] [5].
O aumento progressivo do interesse nos EV’s e das vendas dos mesmos torna necessário centrar
atenções em outras questões a estes associadas, como a ligação dos veículos à rede elétrica. Tendo
em conta a possibilidade da existência de um elevado número de EV’s ligados à rede de forma
simultânea, as estações de carregamento constituem pontos sensíveis da rede. Assim, caso se
verifique este cenário podem ser originados picos de potência na rede, os quais originam alterações ao
normal funcionamento da rede elétrica, como por exemplo, a existência de oscilação da tensão na rede
e consequentemente sobrecarga nos transformadores de distribuição, o que afetaria a qualidade da
3
energia elétrica [6].
A necessidade de continuar a desenvolver mais e melhores soluções para os diferentes problemas
ainda existentes no carregamento de EV’s tem originado um investimento cada vez maior nesta área
no decorrer dos últimos anos, e é neste contexto que surge a motivação para a realização desta
dissertação, já que apenas através desta aposta será possível que num futuro próximo a mobilidade
elétrica possa ganhar ainda maior relevo dentro do mercado da indústria automóvel.
1.1 Objetivos da dissertação
Nesta dissertação é proposto um modelo de uma estação de carregamento rápido de veículos
elétricos a ser instalada num local remoto, sendo esta alimentada por um Sistema de Geração
fotovoltaica (SGPV), um Sistema de Armazenamento de Energia (SAE) e pela rede elétrica disponível
no local. O esquema geral do sistema pode ser visualizado na Figura 1.1, onde é possível constatar
que o carregamento dos EV’s é executado através de um Barramento de Corrente Contínua (DC BUS)
de forma a tentar minimizar os tempos de carregamentos.
Numa perspetiva de implementação futura do modelo apresentado e de forma a permitir a realização
de uma projeção de custos da infraestrutura, na construção do modelo são utilizados componentes
acessíveis no mercado. As especificações desta estação de carregamento são fortemente
Figura 1.1 - Esquema geral do sistema proposto, adaptado de [7]
Conversor DC/DC
Fotovoltaicos Painéis
DC BUS
Conversor DC/DC
VEÍCULO ELÉTRICO
Transformador Retificador Rede Monofásica
Conversor DC/DC
Conversor DC/DC Supercondensador
Banco de Baterias
4
condicionadas pelo tipo de locais a que esta se destina, uma vez que tem de se ter em conta fatores,
como por exemplo a dificuldade de manutenção da estação e o tipo de rede elétrica disponível no local.
Numa estação de carregamento de veículos elétricos ocorre trânsito de potência entre a rede e o
carregador, e para que tal seja possível é necessário que quer o conversor de ligação à rede quer o
carregador utilizado sejam capazes de suportar elevadas correntes. Por outro lado a possibilidade de
criação de distorções na rede pela introdução de uma estação de carregamento num ponto da rede
também têm de ser tidas em conta.
A utilização do SGPV e do SAE está associada ao facto da rede elétrica não ter a capacidade de
responder a elevados picos de corrente, assim de forma a minimizar a quantidade de corrente pedida
à rede são colocadas estas fontes adicionais de modo a evitar uma sobrecarga das linhas de
distribuição.
Ao longo da dissertação são desenvolvidos e simulados os diferentes componentes que constituem
o modelo proposto para a estação de carregamento, bem como todo o seu sistema de controlo de
forma a permitir uma melhor interligação entre a rede elétrica e o sistema.
5
1.2 Estrutura da dissertação
A presente dissertação encontra-se dividida em 5 capítulos, sendo de seguida apresentada uma
breve descrição do conteúdo de cada um destes:
Capítulo 1
- Introdução e apresentação dos objetivos e estrutura da dissertação.
Capítulo 2
- Apresentação do estado da arte dos sistemas e métodos de carregamentos de veículos elétricos,
dos painéis fotovoltaicos, e dos sistemas de armazenamento de energia utilizados: baterias e
supercondensadores.
Capítulo 3
- Descrição geral do modelo proposto.
- Dimensionamento e desenvolvimento dos diferentes componentes que o constituem: SGPV onde
os PV’s recorrem ao método de máxima potência, SAE composto por um banco de baterias e um
supercondensador, conjunto transformador e retificador de ligação à rede monofásica e sistema
bidirecional de carregamento dos EV’s.
- Apresentação dos mecanismos de controlo dos diferentes componentes do sistema proposto.
Capítulo 4
- Resultados das simulações efetuada em Simulink®.
Capítulo 5
- Conclusões e sugestões de trabalhos futuros.
6
7
2 . Estado da Arte
2.1 Carregamento de Veículos Elétricos
O aumento da aposta na mobilidade elétrica por parte dos governos um pouco por todo o mundo
com o intuito de diminuir a dependência em relação aos combustíveis fósseis, tem sido realizada
através da implementação de políticas de investimento e sensibilização para a necessidade de
mudança nos meios de transporte atuais. Os resultados obtidos têm sido positivos tendo em conta a
crescente procura e venda de EV’s, a qual apenas é possível devido aos avanços tecnológicos
verificados neste ramo nos últimos tempos, tais como a possibilidade de construção de EV’s com maior
autonomia, efetuar carregamentos mais rápidos e eficazes, e ainda à criação de redes de postos de
carregamento mais alargadas [8].
A existência de um maior número de EV em circulação implica, por outro lado uma normalização do
sector, a qual representa ao mesmo tempo um papel fundamental na estratégia de desenvolvimento
do mesmo. Assim, a criação de uma normalização visa permitir o crescimento no mercado automóvel
dos EV’s e HEV’s de uma forma competitiva, bem como das infraestruturas a estes associadas. Na
sequência desta necessidade foram criadas comissões técnicas responsáveis pela criação e
cumprimento das normas relacionadas com os EV’s e os sistemas elétricos por estes utilizados, no
caso de Portugal temos a CT 146 - Veículos Rodoviários com Propulsão Elétrica e a CTE 69 - Sistemas
Elétricos para Veículos Elétricos Rodoviários. Entre as normas criadas pelas comissões técnicas atrás
referidas destacam-se a norma IEC 61851 relativa aos sistemas de carregamento e a IEC 62196
associada às tomadas e fichas utilizadas na ligação entre os veículos e os sistemas de carregamento
[9-11].
Relativamente às condições de segurança necessárias na instalação de um posto de carregamento,
a grande diferença entre executar o carregamento de um EV ou alimentar uma outra aplicação elétrica,
como uma torradeira ou um frigorífico, numa tomada doméstica, é que um EV solicita por norma uma
elevada corrente durante um largo período de tempo. Além deste fator é ainda necessário considerar
a exposição a que o EV é sujeito durante o carregamento: os carregamentos podem ser feitos numa
área de acesso humano não controlado, o que em caso de falha na instalação elétrica leva a que o
risco que estes representam de eletrocussão por contactos indiretos seja maior do que em qualquer
eletrodoméstico situado num local de acesso condicionado. Estes fatores colocam desafios no
desenvolvimento das tecnologias a usar, bem como nas verificações realizadas às instalações elétricas
que alimentam o EV, as quais pretendem limitar o risco representado pelas estações em caso de falha.
A norma EN/NP61851 – Sistema de carga condutiva para veículos elétricos é uma das responsáveis
pela definição de como deve ser feito o carregamento de um veículo elétrico e em que condições. [12].
8
2.1.1 Modos de carregamento
Atualmente é possível realizar a divisão dos carregadores de EV’s em três grandes grupos, tendo
em conta os tempos de carregamentos das baterias [13-15]. Assim, temos:
Carregamento Lento (Carregamento AC nível 1): realizado em corrente alternada (AC) através
de tomadas monofásicas, semelhantes às tomadas domésticas e com tempos de
carregamento a entre 6 – 8 horas.
Carregamento Semi-Rápido (Carregamento AC nível 2): carregamento que demora entre 1 –
1.5 horas e normalmente é efetuado em tomadas trifásicas que podem ser encontradas em
espaços públicos, tais como na via pública, centros comerciais, parques de estacionamento,
etc.
Carregamento Rápido (Carregamento DC nível 3): caracteriza-se por ser um carregamento
efetuado em corrente contínua (DC) capaz de carregar 80 % da capacidade das baterias do
veículo num intervalo de 10 a 30 min.
Além desta divisão é também possível ainda fazer-se a distinção entre carregadores interno (“On-
board chargers”) que se encontram incorporados nos veículos e carregadores externos (“Off-board
chargers”) os quais se encontram conectados à estação de carregamento. Os modos de carregamento
apresentados podem então ser agrupados de acordo com o tipo de corrente utilizada de forma a uma
melhor compreensão das suas caraterísticas.
2.1.1.1 Carregamento em modo AC
Os carregamentos efetuados em AC correspondem aos carregamentos lentos e semi-rápidos, os
quais utilizam carregadores internos, podendo os mesmos ser divididos em três modos distintos de
carregamento [12]:
Modo 1:
Este foi o primeiro modo a surgir e corresponde a carregamentos domésticos, sendo caracterizado
pela conexão do EV à rede de alimentação utilizando tomadas normalizadas de corrente até 16 A, no
lado da rede de alimentação, monofásica ou trifásica, com condutores de fase(s), de neutro e condutor
de proteção, o que corresponde a tomadas domésticas do tipo shüco ou industriais da norma EN60309.
De forma a ser possível utilizar este modo de carregamento é necessário a existência de um dispositivo
de corrente residual, como um interruptor diferencial, no lado da rede de alimentação, de modo a efetuar
a proteção do equipamento e dos utilizadores.
Modo 3:
O modo 3 de carregamento usa tomadas dedicadas com dispositivos de proteção integrados, os
quais têm como função aumentar a segurança do processo de carregamento do EV, reduzindo o risco
de eventuais erros de manipulação por seres humanos e de defeitos de isolamento elétrico existentes
no EV, cabo de ligação ou tomada de fornecimento. Este modo é constituído por três componentes
9
fundamentais:
(i) Tomadas e fichas de fornecimento: dedicadas para EV’s que incluem: condutores de
energia, fases e neutro, terra de proteção, condutor do sinal de “piloto de controlo” e sensor de
inserção de ficha na tomada. Estas encontram-se definidas na norma IEC 62196 e SAE J1772
onde se encontram especificadas três tipos de tomadas [12] [16]:
Tipo 1: Chamadas de “Yazani” são utilizadas no Japão e EUA, nos veículos fabricados pela
Nissan, Mitsubishi, Citroen e Peugeot. Apenas suportam carregamento monofásico
com uma corrente até 32 A e potência máxima de 7,3 kW. Estas tomadas possuem 5
pinos: fase, neutro, terra, detetor de inserção e piloto de controlo, utilizando a proteção
contra contacto mecânico IP XXB.
Tipo 2: Apelidados de “Mennekes” são utilizados na Europa e possuem 7 pinos: três fases,
neutro, terra, detetor de inserção e piloto de controlo. O carregamento pode ser
monofásico com corrente máxima até 70 A/fase ou trifásico até 63 A/fase, sendo a
potência máxima suportada pelas tomadas 44 kW. Estas utilizam a proteção contra
contacto mecânico IP XXB [17].
Tipo 3: As tomadas deste tipo denominam-se de “Scame” neste momento são usadas em
França, sendo desenvolvidas pela EV Plug Alliance. Tal como as tomadas de tipo 2
possuem 7 pinos e o carregamento pode ser monofásico ou trifásico tendo neste caso
até 32 A/fase e potência máxima de 22 kW. Utilizam a proteção contra contacto
mecânico IP XXD.
Atualmente a tomada de tipo 2 é a mais utilizada, uma vez que os dispositivos que possui garantem
um carregamento inteligente e seguro das pessoas e equipamento. Na Figura 2.1 são apresentadas as
tomadas correspondentes a cada um dos 3 tipos.
(ii) Relé de corte de alimentação: controlado pelo sistema eletrónico que permite a alimentação
ou o corte da tomada quando o sistema eletrónico o indicar.
(iii) Sistema eletrónico associado à tomada de fornecimento: o veículo é responsável por
controlar o carregador durante o carregamento através de comunicação efetuada pelo cabo,
funcionalidade esta denominada de “piloto de controlo””, a qual permite através do
Figura 2.1 - Tipos de tomadas utilizadas nos carregamentos AC [16]
Tipo 1: Yazani Tipo 2: Mennekes Tipo 3: Scame
10
estabelecimento contínuo de uma pequena corrente, entre a tomada de fornecimento e o
veículo, monitorizar a manutenção das condições de isolamento das partes em tensão durante
uma sessão de carregamento.
Modo 2
O Modo 2 é um sistema de carregamento desenvolvido de forma a permitir que veículos que só
carregam em Modo 3 possam ser carregados a partir de uma tomada doméstica ou industrial. Para que
tal seja possível é necessário que o cabo de carregamento funcione como “piloto de controlo” desde o
veículo até a uma caixa de comando (In-cable Control Box - ICCB) situada na outra extremidade. Assim
numa extremidade da ICCB existe uma tomada de Modo 3, à qual é conectado o veículo e do outro sai
uma ficha normalizada (doméstica ou industrial) para ligação à rede elétrica. Neste modo a corrente
não pode exceder 32 A, para ligação monofásica e trifásica.
2.1.1.2 Carregamento em modo DC
Os denominados carregamentos rápidos são efetuados utilizando o modo DC e um carregador
externo. A estação de carregamento proposta nesta dissertação baseia-se neste tipo de carregamento,
uma vez que a sua implementação num local isolado implica que o carregamento dos veículos ocorra
no menor intervalo de tempo possível. Este tipo de carregamento corresponde ao modo 4 de
carregamentos de veículos elétricos [12] [18].
Modo 4:
Este modo de carregamento corresponde a um carregamento indireto, ou seja, é executado através
de carregador externo, o qual fornece corrente diretamente para a bateria do carro. Assim o posto de
carregamento é constituído por um armário de carregamento e um cabo preso a este, sendo o veículo
responsável por controlar o carregador através da funcionalidade “piloto de controlo” de modo a evitar
que o carregador injete corrente de forma nociva na bateria do EV. A norma mais utilizada na realização
de carregamentos em modo DC é a norma da associação japonesa CHAdeMO, a qual se encontra
homologada pela grande maioria dos fabricantes automóveis e tem uma potência de uso recomendada
de 50 kW (sendo a sua potência máxima de 62,5 kW e os valores máximos típicos para a tensão e
corrente de 500 V e 125 A, respetivamente). Os carregadores desta norma têm a capacidade de
carregar 80 % da capacidade da bateria de um EV num intervalo de tempo de 15 a 30min.
A existência de um grande número de fabricantes leva a existência de um grande número de
sistemas de carregamento [19], os quais apesar de serem diferentes entre si, possuem uma
característica em comum: todos possuem uma solução de retificação que recorre exclusivamente à
rede elétrica como alimentação do carregador. Assim, apesar da grande maioria dos EV’s e dos PHEV’s
já possuirem um retificador incluído, o qual transforma as grandezas alternadas recebidas da rede em
grandezas contínuas, podendo assim estas ser utilizadas no carregamento da bateria dos veículos. A
construção de estações de carregamento externo pretende contornar os problemas de custo e
dimensão dos conversores de elevada potência necessários para a realização deste tipo de
11
carregamento, bem como os problemas gerados pelo aquecimento que ocorre durante o carregamento,
os quais são responsáveis por limitar a potência transferida no mesmo.
Tal como nos carregamentos de modo 3 em AC, também no caso dos carregamentos rápidos foi
criada uma tomada para a norma CHAdeMO, a qual foi especificada pela Japan Electric Vehicle
Standard (JEVS) e tem o nome de JARI DC Nível III. Esta tomada utiliza o protocolo CAN-BUS que se
encontra associado à transmissão de dados em tempo real durante o carregamento, assim como o
nível de bateria do EV e os requisitos de segurança, permitindo desta forma o controlo constante do
processo de carregamento [20]. Na Figura 2.2 é possível verificar o circuito utilizado pela norma
CHAdeMO para efetuar a ligação entre a estação de carregamento (carregador) e o veículo, bem como
os pinos da tomada JARI DC Nível III associados a cada ação tomada [18].
Os carregamentos efetuados através do protocolo CHAdeMO são constituídos por três fases
distintas as quais correspondem a:
(i) Preparação para o carregamento: Nesta primeira etapa do processo de carregamento é
verificada a compatibilidade do veículo com o carregador utilizado, caso esta seja superada com
sucesso a tomada é bloqueada e é fornecido um pulso de tensão de forma a verificar o circuito
estabelecido e detetar eventuais curtos-circuitos ou falhas de terra.
(ii) Inicialização da fonte de alimentação: A segunda etapa de carregamento do veículo
consiste em cálculos sucessivos do valor máximo de corrente a que a bateria pode ser carregada
em cada momento. Estes cálculos são efetuados tipicamente com um intervalo de 0,1 segundos
entre si e têm em conta várias informações transmitidas pelo veículo como a temperatura da
bateria e o seu State-Of-Charge (SOC).
Figura 2.2 - Norma CHAdeMO: Circuito de ligação carregador/EV e tomada JARI DC Nível III [18]
12
(iii) Fim de carregamento: O carregamento de um veículo em modo DC pode ser efetuado até
que a sua bateria atinja um SOC de 100 % ou não, desta forma caso não se pretenda efetuar o
carregamento na sua totalidade deve ser selecionado previamente na estação até que valor deve
ser realizado o carregamento. Quando o VE verifica que atingiu a percentagem de bateria que
se pretendia carregar informa a estação de carregamento através dos canais de comunicação
que possui e emite um sinal de corrente nula forma a terminar o carregamento o veículo. Após
receber este sinal, o carregamento é parado e o carregador verifica se a corrente nas linhas de
entrada do veículo são nulas, e em caso afirmativo permite a abertura da tomada.
Além da tomada utilizada na norma CHAdeMO existe ainda um outro método de carregamento
rápido que tem vindo a ganhar importância desde que foi normalizado, em Janeiro de 2011, e que utiliza
o denominado de Sistema de Carregamento Combinado (CCS). Esta solução é apoiada por grandes
companhias como a Audi, BMW, Daimler, Chrysler, Ford, GM, Porsche e Volkswagen, uma vez que
oferece aos proprietários de EV’s a possibilidade de efetuar carregamentos monofásicos e trifásicos,
quer no modo AC quer no modo DC, através de uma única entrada de carregamento. As tomadas do
CCSO correspondem a derivados das tomadas de carregamento AC, Yanazi (normas SAE J1772/IEC
62196) e Mennekes (norma IEC 62196), sendo estes combinados com um conector de carregamento
DC [20 - 22]. Ao contrário da norma CHAdeMO o protocolo de comunicação utilizado nos carregadores
de CCS é o Power Line Communication (PLC) realizando a comunicação entre o veículo e carregador
através de tecnologia Bluetooth ou Wi-Fi [21] [23]. Na Figura 2.3 é apresentando uma das
possibilidades para um carregador de um CCS.
Além das tomadas da norma CHAdeMO e das tomadas de CCS existem ainda outros carregadores
de modo DC, são o caso dos supercarregadores destinados aos carros TESLA [25] e aos carregadores
utilizados na China [26], no entanto devido ao seu uso restrito não serão desenvolvidos na dissertação.
Numa perspetiva futura, o predomínio do carregamento de EV através do modo DC parece
inevitável de forma a responder às maiores autonomias das baterias e distâncias a percorrer. No
entanto, não é claro que alguma das normas anteriormente apresentadas ganhará um ascendente em
relação às outras, sendo o mais provável, o Japão continuar a utilizar a norma CHAdeMO, enquanto a
Alemanha e outros países da Europa sigam com a progressiva implementação da norma CCS, uma
vez que esta também suporta carregamentos lentos.
Figura 2.3 - Carregador combinado DC do Tipo 2 (norma IEC 62196), adaptado de [24]
13
Desta forma prevê-se um aumento progressivo do número de estações de carregamento rápido
nos próximos anos, tal como é possível constatar na Figura 2.4 [27].
Figura 2.4 - Previsão para a evolução do número de estações de carregamento rápido no mundo [27]
14
2.2 Geração Fotovoltaica
Como é do conhecimento geral o efeito fotovoltaico corresponde à criação de uma tensão
ou corrente elétrica num material, após a sua exposição à luz solar. Os painéis fotovoltaicos (PV) são
compostos por módulos fotovoltaicos possuindo estes células solares de silício.
O silício é o segundo elemento mais abundante na crosta terrestre e é um material semicondutor,
no entanto necessita de sofrer um processo de dopagem de forma a tornar-se um bom condutor
elétrico. O processo de dopagem leva a que cada célula de silício dos módulos fotovoltaicos seja
composta por uma camada fina de material do tipo N (material com eletrões livres) e outra com material
do tipo P (material com cargas positivas livres), as quais quando unidas criam um campo elétrico na
região da denominada junção P-N. Assim, quando os fotões incidem na célula e chocam com os
eletrões fornecem-lhes energia e estes devido à presença do campo elétrico na junção são conduzidos
da camada P (de carga elétrica positiva) para a camada N (de carga elétrica negativa). Com o passar
do tempo existe uma tendência natural dos eletrões injetados na camada N inverterem o sentido do
campo elétrico, de forma a atingir um equilíbrio entre o número de eletrões que se desloca para a junta
N, no entanto este número é gradualmente menor, uma vez que será cada vez maior a quantidade de
energia necessária para movimentar os eletrões.
Através deste processo é gerada a tensão de circuito aberto aos terminais da célula, bem como uma
corrente circulante no caso de se conectar um recetor elétrico a estes terminais. Esta é responsável
pela diminuição do número de eletrões injetados da zona P, contribuindo assim para a inversão do
campo elétrico, razão pela qual a tensão aos terminais da célula diminui à medida que aumenta a
corrente. O valor da corrente que é gerada dependente da intensidade da luz incidente.
A criação dos denominados sistemas de Maximum Power Point Tracking (MPPT), os quais permitem
a regulação da potência dos PV’s e o fluxo de energia entre o painel e a carga, justifica-se com a
necessidade de maximizar o desempenho dos PV’s, uma vez que o rendimento da conversão
fotovoltaica ronda os 16 % (sendo os valores máximos atingidos de 20 %), sendo que os valores de
potências máximas das células estão normalmente entre 1 W e 3 W. Assim, de modo a aproveitar as
suas capacidades na totalidade estes sistemas utilizam conversores eletrónicos de potência, os quais
permitem extrair em cada instante a máxima potência possível, tal como será efetuado neste trabalho.
De forma a serem obtidas potências de geração mais elevadas os PV’s são construídos através da
associação de módulos em série e em paralelo.
15
2.2.1 Modelo teórico
As células fotovoltaicas e o seu funcionamento podem ser representadas através de diferentes
modelos, sendo os mais usuais: o modelo de um díodo e três parâmetros, que é mais simples, e o
modelo de um díodo e cinco parâmetros, que devido à sua maior complexidade apresenta valores mais
próximos da realidade. No entanto, devido às diferenças de resultados obtidas serem praticamente
insignificativas e à maior facilidade de implementação do primeiro, optou-se pelo uso do modelo de um
díodo e três parâmetros nesta dissertação. Na Figura 2.5 é possível ver o esquema elétrico que
caracteriza o modelo.
A existência de um díodo no modelo explica-se pelo facto da junção P-N se comportar como um
quando a luz solar incide sobre a célula. Desta forma a junção P-N é representada por um díodo
percorrido pela corrente ID, a qual depende da tensão V existente nos terminais da célula e é dada pela
seguinte equação:
𝐼𝐷 = 𝐼0 (𝑒𝑉
𝑚.𝑉𝑇 − 1) (2.1)
Onde os parâmetros são:
𝐼0 : Corrente inversa de saturação do díodo
𝑉𝑇 : Potencial térmico – o qual é obtido através de:
𝑉𝑇 =𝐾𝑇𝐶
𝑞 (2.2)
Onde:
𝑇𝐶 : Temperatura absoluta da célula, em K
𝐾 : Constante de Boltzman – 𝐾 = 1.38x10-23 J/K
𝑞 : Carga do eletrão – 𝑞 = 1.6 x10-19 C
𝑚 : Fator de idealidade (𝑚 = 1 → díodo ideal; 𝑚 > 1 → díodo real)
Os parâmetros que caracterizam o modelo são a I0, IS e m.
A corrente IS corresponde à corrente gerada pela célula através do efeito fotovoltaico quando sobre
esta incide a luz solar, sendo o seu valor proporcional à irradiância (G) incidente.
Figura 2.5 - Circuito elétrico equivalente de uma célula fotovoltaica
16
Recorrendo à 1ª Lei de Kirchhoff é então possível chegar à expressão da corrente fornecida pela
célula:
𝐼𝑆 = 𝐼𝐷 + 𝐼 ⇔
𝐼 = 𝐼𝑆 − 𝐼𝐷 = 𝐼𝑆 − 𝐼0 (𝑒𝑉
𝑚.𝑉𝑇 − 1) (2.3)
Reescrevendo a equação 2.3 em ordem à tensão dos terminais da célula, obtém-se:
𝑉 = 𝑚. 𝑉𝑇 . 𝑙𝑛 (𝐼𝑆−𝐼
𝐼0+ 1) (2.4)
De forma a uniformizar os parâmetros característicos apresentados nos catálogos dos PV’s foram
estabelecidas condições de referência, denominadas por Strandard Test Conditions (STC), nas quais
são realizadas as medições e obtidos os parâmetros gerais dos PV’s.
As STC são:
Temperatura da célula: 𝜃𝑟 = 25 ºC
Irradiância incidente na célula: 𝐺𝑟 = 2000 W/m2
Efeito de absorção do ar: AM 1.5
Os parâmetros mais revelantes obtidos através de testes efetuados pelos fabricantes nas STC e
fornecidos nos catálogos são:
Potência máxima (PMAX): Potência nominal do PV.
Tensão no ponto de máxima potência (VMP): Valor de tensão no ponto de PMAX.
Corrente no ponto de máxima potência (IMP): Intensidade de corrente no ponto de PMAX.
Corrente de curto-circuito (ICC): Valor máximo da corrente da corrente da carga
Tensão de circuito aberto (VCA): Valor máximo da tensão aos terminais do módulo fotovoltaico,
quando se encontra sem qualquer carga ligada.
Nominal Operating Cell Temperature (NOCT): Corresponde à temperatura nominal de
funcionamento da célula fotovoltaica quando sobre esta incide luz solar com irradiância no valor
de 8000 W/m2, a uma temperatura ambiente de 20 ºC e com uma velocidade de vento de 1m/s.
Fator de Forma (FF): O FF toma valores no intervalo [0;1] sendo que quanto maior é o valor do
FF maior será a potência possível fornecer pelo painel, estando desta forma associado à
qualidade do PV. Este é dado por:
𝐹𝐹𝑟 =𝑃𝑀𝐴𝑋
𝑉𝐶𝐴𝑟.𝐼𝐶𝐶
𝑟 (2.5)
Sendo que os valores típicos do FF estão entre 0,7 e 0,8.
Atendendo aos parâmetros fornecidos pelos fabricantes nos catálogos dos PV’s é possível calcular
a corrente inversa de saturação do díodo, sendo esta dada por:
𝐼0 =𝐼𝐶𝐶
𝑒𝑉
𝑚.𝑉𝑇−1
(2.6)
17
Os parâmetros do modelo são calculados com base nas STC e nos valores fornecidos pelo
fabricante no catálogo do PV. Assim, com base nos valores de referência da corrente de curto-circuito
(ICC r) e da tensão de circuito aberto (VCA
r) é possível calcular a corrente inversa de saturação do díodo
nas condições de referência:
𝐼0𝑟 =
𝐼𝐶𝐶𝑟
𝑒
𝑉𝐶𝐴𝑟
𝑚.𝑉𝑇𝑟
−1
(2.7)
Onde VT r tem um valor constante e invariável de painel para painel.
𝑉𝑇𝑟 =
𝐾.𝑇𝐶𝑟
𝑞 =
1.38x10−23 × (298,15)
1.6 x10−19 = 0,0257 V
A corrente que leva à máxima potência (VMP r) é então dada por:
𝐼𝑀𝑃𝑟 = 𝐼𝐶𝐶
𝑟 − 𝐼0𝑟 (𝑒
𝑉𝑀𝑃𝑟
𝑚.𝑉𝑇𝑟
− 1) (2.8)
Enquanto o parâmetro m, que tem em conta não só a IMP r como também a tensão que leva à máxima
potência (VMP r) é dado por:
𝑚 =𝑉𝑀𝑃
𝑟−𝑉𝐶𝐴𝑟
𝑉𝑇𝑟.𝑙𝑛(1−
𝐼𝑀𝑃𝑟
𝐼𝐶𝐶𝑟 )
(2.9)
Caso se pretenda efetuar o cálculo da potência máxima do painel esta é dada por:
𝑃𝑀𝑃 = 𝑉𝑀𝑃 . 𝐼𝑀𝑃 (2.10)
Onde o valor de VMP pode ser calculada recorrendo a um método iterativo, como o método de Gauss-
Seidel, através de:
𝑉𝑀𝑃𝐾+1 = 𝑚. 𝑉𝑇 . 𝑙𝑛 (
𝐼𝐶𝐶𝐼0
+1
𝑉𝑀𝑃𝐾
𝑚.𝑉𝑇+1
) (2.11)
18
2.2.2 Influência dos fatores externos
Na secção 2.2.1 são apresentados os cálculos dos parâmetros do modelo nas STC, no entanto
estas não são sempre verificadas e é necessário analisar a influência de fatores externos nas diferentes
variáveis do modelo elétrico da célula fotovoltaica. Devido à influência das condições meteorológicas,
verificadas num determinado momento, nos parâmetros do modelo é necessário uma adaptação das
equações anteriormente apresentadas de forma a obter valores mais aproximados da realidade de
cada instante.
A temperatura e a irradiância correspondem aos fatores com maior impacto no desempenho de um
PV e nos parâmetros do modelo, sendo por isso apresentados gráficos com uma curva I-V nos
catálogos dos PV’s onde se encontra representada a influência destes mesmos fatores no seu
desempenho.
A influência da temperatura e da irradiância na potência de um PV podem ser verificadas nas Figura
2.6 e na Figura 2.7.
Figura 2.6 - Variação da curva I-V com a irradiância, retirado de [28]
Figura 2.7 - Variação da curva I-V com a temperatura, retirado de [28]
19
Verifica-se então através dos gráficos das Figuras 2.6 e 2.7 que a irradiância tem uma influência
predominante na corrente máxima que o painel pode fornecer, sendo por sua vez a temperatura a
responsável por determinar o valor máximo de tensão.
Verifica-se então que a corrente de curto-circuito varia linearmente com a irradiância incidente, não
sendo influenciada pela temperatura:
𝐼𝐶𝐶 = 𝐼𝐶𝐶𝑟 𝐺𝐶
𝐺𝐶𝑟 (2.12)
Enquanto a corrente inversa de saturação do díodo é essencialmente influenciada pela temperatura
a que a célula se encontra e pelas características do material, é possível obter o seu valor a partir de:
𝐼0 = 𝐼0𝑟 (
𝑇𝐶
𝑇𝐶𝑟)
3
𝑒𝑁𝑆.𝜀
𝑚(
1
𝑉𝑇𝑟−
1
𝑉𝑇) (2.13)
Onde:
휀: Hiato de energia → 휀 = 1.12 eV no caso do silício
𝑁𝑆: Número de células em série
𝑇𝐶 : Temperatura da célula (em K), a qual é dada por:
𝑇𝐶 = 𝜃𝐶é𝑙𝑢𝑙𝑎+273.15
Onde:
𝜃𝐶é𝑙𝑢𝑙𝑎 = 𝜃𝐴𝑚𝑏𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 + (𝐺(𝑁𝑂𝐶𝑇−20)
800 ) (2.14)
Através da equação 2.14 é possível confirmar influência direta das condições atmosféricas,
nomeadamente da temperatura, no cálculo da corrente inversa de saturação do díodo.
20
2.2.3 Algoritmos MPPT
Os sistemas MPPT são utilizados em conjunto com os PV’s de forma a otimizar o funcionamento
destes, isto é, para que em cada instante, seja extraída máxima potência possível do PV.
Tal como visto na secção 2.2.2, as células fotovoltaicas variam a sua potência consoante as
condições meteorológicas. No entanto a sua característica de funcionamento é também alterada
quando estas se encontram ligadas a uma carga, sendo o seu o ponto de funcionamento determinado
pela intersecção da característica elétrica I-V da fonte, com a característica da carga. Assim, o ponto
de funcionamento de um PV é alterado cada vez que este é ligado a uma carga, ponto esse que muito
dificilmente corresponderá ao ponto de potência máxima do PV. A criação dos sistemas MPPT pretende
então resolver este problema de forma que a seja transferido em qualquer instante o máximo de energia
possível.
Existem vários algoritmos de procura do ponto de máxima potência, os quais procuram o ponto de
funcionamento onde o produto da corrente pela tensão tem o seu máximo (PMAX=IMP.VMP). Estes
algoritmos caracterizam-se por ser bastante simples e de fácil implementação.
Os vários tipos de controladores MPPT podem ser agrupados em três categorias:
Algoritmos baseados em modelos: os quais recorrem a um modelo matemático para o
cálculo da tensão ou corrente do ponto de máxima potência.
Algoritmos baseados na experiência: algoritmos que não requerem um conhecimento
profundo do sistema onde são implementados, sendo muito rápidos e precisos. No entanto
requerem o uso de processadores digitais para a sua implementação, o que eleva a dificuldade
de implementação deste tipo de algoritmo.
Algoritmos heurísticos: correspondem aos algoritmos de MPPT mais utilizados e baseiam-
se nas medidas da tensão e corrente do PV, tomando as suas decisões com base nas medidas
efetuadas. Tal como os algoritmos baseados na experiência não necessitam de informações
detalhadas do painel.
Dentro deste tipo de algoritmos destacam-se: o Método de Tensão Constante (CV), o método
de Corrente de Curto-circuito (CCC), o método de Perturbação e Observação (P&O) e
o método de Condutância Incremental (IncCond), tendo sido já realizados vários
estudos comparativos entre os diferentes métodos como é possível observar em [29]
e [30].
Na secção 3.4.1 da dissertação é apresentado o algoritmo de MPPT com controlo direto
desenvolvido de forma a retirar a máxima potência possível do PV utilizado no modelo.
21
2.3 Armazenamento de Energia
Os sistemas de armazenamento de energia (SAE) são sistemas com capacidade para armazenar
energia sob diversas formas, sendo posteriormente possível aceder à energia nestes armazenada
através da sua conversão em energia elétrica.
Associado a um SAE surge o conceito de capacidade energética, a qual corresponde à quantidade
de carga elétrica medida através da multiplicação da corrente de descarga pelo tempo de autonomia.
Por outro lado a capacidade de um SAE pode ainda ser definida como o número de Ah descarregados
desde a capacidade máxima do SAE até à denominada tensão de cut-off. A capacidade de um SAE
tando pode ser expressa em ampere-hora (Ah) como em Watt-hora (Wh), isto é:
𝑊ℎ = 𝑉. 𝐴ℎ
Os SAE dos EV’s têm sido o principal obstáculo para massificação da mobilidade elétrica, uma vez
que são tecnologias que ainda necessitam de ser desenvolvidas, de modo a ser possível atingir
autonomias superiores (o que está associado ao valor de energia específica), maior eficiência nos
carregamentos, redução de custos, impacto ambiental e necessidade de manutenção dos sistemas.
Assim, os SAE correspondem atualmente à principal área de estudo dos EV’s, uma vez que os avanços
nas tecnologias utilizadas nestes podem vir a revolucionar a produção e comercialização dos mesmos
[31] [32].
As características mais importantes na escolha de um SAE, para além da sua tensão e capacidade
nominal, estão então relacionadas com a sua autonomia sendo exemplo destas:
Ciclo de vida: corresponde ao número de vezes que o SAE pode ser descarregado e carregado
durante a sua vida. O ciclo de vida de uma bateria termina quando esta já não pode ser
carregada mais do que 80 % da sua capacidade;
Nível de segurança do sistema;
Custos de aquisição e manutenção;
Impacto ambiental;
Energia específica: corresponde à quantidade total de energia que o SAE consegue armazenar
(corresponde à relação de energia por unidade de massa - kWh/kg);
Densidade de energia: esta está relacionada com a dimensão do sistema, uma vez que quanto
maior o valor desta característica, mais pequeno é o seu volume. Corresponde à quantidade
de energia em watt-hora (Wh) que o sistema consegue fornecer por litro (relação de energia
por unidade de volume - kWh/L);
SOC: rácio entre a capacidade atual e a capacidade total do SAE (SOC = 100 %).
Os sistemas de armazenamento podem ser divididos em:
Sistemas mecânicos;
Sistemas elétricos;
22
Sistemas eletroquímicos.
Sistemas mágnéticos
Os mais relevantes para esta dissertação são os sistemas elétricos e os sistemas eletroquímicos.
Os sistemas de armazenamento eletroquímico correspondem aos sistemas mais utilizados, uma vez
que apresentam um custo de aquisição relativamente baixo e utilizam processos dos quais já são
possuídos conhecimentos bastante aprofundados. Inserem-se neste tipo de sistemas, as baterias e
células de combustível. No caso dos sistemas de armazenamento elétrico, onde se encontram inseridos
os supercondensadores (SC), ultracondensadores e os supercondutores integrados em bobines
(Superconducting Magnetic Energy Storage - SMES), o armazenamento é efetuado de forma
magnética, sendo estes caracterizados por baixas densidades de energia armazenadas e por custos
aquisição elevados.
Na Figura 2.8 encontram-se representadas as características relativas à energia e potência
específica de diferentes SAE, sendo possível verificar o referido anteriormente: a alta energia específica
das baterias e por outro lado a alta potência específica dos supercondensadores [32].
A utilização de várias fontes de energia num SAE minimiza o dilema de conjugação dos valores de
energia e potência específica. Assim, ao utilizarem-se dois ou mais SAE, a escolha é feita de modo a
que estes possuam características complementares, ou seja, uns são escolhidos pelo seu valor de
energia específica e outros pelo da sua potência específica. Desta forma é possível construir um
sistema de armazenamento que responda a diferentes solicitações das cargas, minimizando as
desvantagens de utilizar cada um individualmente.
Os SAE utilizados nesta dissertação são um banco de baterias e um supercondensador sendo, por
isso realizada uma caracterização mais aprofundada destes SAE nas secções seguintes.
Figura 2.8 - Curva de energia e potência específica de diferentes tipos de SAE [31]
23
2.3.1 Baterias
Uma bateria é um dispositivo que armazena energia sob a forma de energia química, e que a
converte em energia elétrica através de uma reação eletroquímica de oxidação-redução, reação que
consiste na transferência de eletrões de um material para outro por um circuito elétrico, sendo também
realizado o processo oposto no caso de o sistema ser recarregável [30]. Estas correspondem ao SAE
mais utilizado no mercado, hoje em dia, devido ao seu baixo custo, facilidade de transportar e
maturidade da tecnologia.
Atualmente existe um vasto número de soluções disponíveis no mercado, sendo estas distinguidas
pelos elementos químicos que as compõem, entre elas:
Baterias de Ácido Chumbo
Baterias de Níquel Hidretos Metálicos (NiMH)
Baterias de Cádmio Níquel (NiCd);
Baterias de Polímeros de Lítio (Li-Polymer);
Baterias de Iões de Lítio (Li-Ion);
As baterias mais utilizadas neste momento no sector automóvel na construção de EV’s são as
baterias de NiMH e as de Li-Ion, uma vez que são as que conseguem uma melhor relação entre a
potência específica e energia específica, tal como é possível verificar na Figura 2.9.
A presente dissertação foca-se numa estação de carregamento de EV’s e não nos componentes
constituintes destes, desta forma é dada uma maior importância ao tipo de bateira a utilizar no banco
de baterias do SAE em comparação com o tipo de bateria utilizada pelo EV. Nas secções 2.3.1.1 e
2.3.1.2 serão então abordadas com um pouco mais de detalhe as baterias de Ácido Chumbo e as
baterias de Li-Ion, uma vez que serão estas as utilizadas no modelo proposto para a estação de
carregamento.
Figura 2.9 - Curvas características dos diferentes tipos de baterias [31]
24
2.3.1.1 Baterias de Ácido-Chumbo
As baterias de ácido chumbo, apesar de serem das mais antigas e apresentarem um baixo valor de
energia específica quando comparadas com as baterias de Iões de Lítio, continuam atualmente a ser
as que possuem um maior potencial de uso a curto prazo devido ao seu baixo custo e ao vasto
conhecimento já possuído desta tecnologia.
As baterias de Ácido Chumbo devem o nome à constituição dos elétrodos de chumbo usados e ao
eletrolítico contido, ácido sulfúrico. As baterias deste tipo foram evoluindo com os tempos de forma a
que estas não necessitassem de manutenção, aumentando assim a segurança do uso das mesmas.
Esta evolução na tecnologia permitiu o aparecimento das baterias Valve Regulated Lead Acid (VRLA),
que correspondem a baterias seladas quase na sua totalidade, contendo apenas uma válvula de saída
de gases para o caso de existência de uma sobrecarga. A evolução em termos de segurança destas
baterias permite que estas sejam instaladas junto a componentes sensíveis, uma vez que não
necessitam do acesso físico por parte do utilizador. Dentro das baterias VRLA é ainda possível realizar
a distinção entre baterias Absorbed Glass Mat (AGM) e baterias de gel. As primeiras possuem uma
maior eficiência e uma resistência interna mais baixa quando comparadas com as segundas, no entanto
as baterias de gel possuem um maior número de ciclos de carga.
A principal desvantagem das baterias de ácido chumbo consiste no efeito de memória, o qual leva
ao aparecimento de cristais nos elétrodos. Este começa a ser sentido à medida que a bateria vai
envelhecendo e é causado pela realização de descargas parciais frequentes [33].
2.3.1.2 Baterias de Iões de Lítio (Li-Ion)
As baterias de Li-Ion surgiram de forma a responder à necessidade de fornecer grandes quantidades
de energia em baterias mais leves e com pouco volume. Estas ao contrário das baterias de ácido
chumbo não apresentam “efeito de memória” e baseiam-se num processo de eliminação do metal das
células de Lítio, o qual permite que estas realizem um elevado número de ciclos reversíveis de carga,
em segurança. Este tipo de bateria apresenta ainda uma densidade de energia superior às baterias de
NiMH e de NiCd, o que associado ao facto de não possuir metais poluentes como o cadmio ou o
chumbo, leva a que estas sejam vistas como o futuro das baterias no ramo dos veículos elétricos.
O avanço para a massificação da produção de baterias que recorram à tecnologia de iões de Lítio
está dependente dos avanços tecnológicos na área, os quais implicam investimentos elevados, sendo
no entanto expectável que no futuro o custo por watt-hora será significativamente mais baixo do que as
outras tecnologias de baterias e com uma densidade de energia superior, reduzindo assim o preço de
aquisição destas baterias.
O carregamento das baterias de Li-Ion é normalmente efetuado através de uma corrente constante,
até que seja atingida uma determinada voltagem pelas células, altura em que o carregamento passa a
ser efetuado com tensão constante e a corrente de carga desce até 10% da corrente de carga inicial.
Associado ao processo de carregamento existe um circuito de monitorização da temperatura que
25
impede a temperatura de ultrapassar os limites pré estabelecidos.
Com o passar do tempo as células destas baterias atravessam um processo de envelhecimento, o
qual leva a perdas irreversíveis de capacidade devido às reações químicas entre o eletrolítico, ânodo
e o cátodo [34].
2.3.2 Supercondensadores
Os supercondensadores (SC) são dispositivos “intermédios” entre as baterias e os condensadores.
O seu princípio de funcionamento é semelhante ao dos condensadores no entanto estes possuem uma
capacidade e densidade de potência mais elevadas que lhes permite carregar e descarregar mais
rapidamente, o que resulta da maior área dos elétrodos dos SC’s, e da distância muito menor entre os
mesmos quando comparada com um condensador. Esta relação é demonstrada na equação 2.15
referente à capacidade de um condensador [35]:
𝐶 = 휀0휀𝑟𝐴
𝐷 (2.15)
Onde:
𝐷: Distância entre os elétrodos;
𝐴: Área dos elétrodos;
휀0: Permissividade do vácuo (휀0= 8.854×10-12 F/m);
휀𝑟: Permissividade relativa;
Os supercondensadores possuem uma resistência equivalente em série (Equivalent Series
Resistance – ESR), a qual é composta pelas resistências do dielétrico, do material das placas, da
solução eletrolítica e dos terminais sobre uma determinada frequência, representando assim todos os
componentes resistivos existentes no interior de um condensador. A ESR tem normalmente um valor
baixo, podendo no entanto influenciar quer o desempenho do SC quer o valor da sua própria
capacidade e processo de autodescarga, através do aquecimento que pode causar [36]. Esta é ainda
responsável pela definição da potência máxima (de perdas) do condensador [35].
Associando à ESR surge o conceito de resistência equivalente distribuída (Equivalent Distributed
Resistance - EDR) a qual corresponde à soma do valor da ESR com a contribuição adicional do
processo de redistribuição da carga nos poros do elétrodo, que ocorre devido à estrutura não
homogénea deste. Este processo pode aumentar significativamente o aquecimento do dispositivo por
efeito de Joule [37]. O valor da EDR dos SC’s atualmente comercializados rondam os 2.5 V podendo
estar associados a diferentes valores de capacidades, no entanto caso se pretendam atingir valores de
tensão superiores é possível realizar a sua associação em série ou paralelo de forma a contornar esta
questão.
26
Os supercondesadores são divididos em três categorias distintas, as quais se diferenciam entre si
pelo mecanismo de armazenamento de energia. Assim, as três categorias de supercondutores
existentes são:
SC de Dupla Camada: Armazenam carga electrostaticamente;
SC Eletroquímicos: Armazenam carga electroquimicamente;
SC Híbridos: Armazenam carga electrostaticamente e electroquimicamente;
As características de descarga dos condensadores, SCs e de uma bateria convencional diferem
entre si. Estas características são apresentados na Figura 2.10, onde é possível verificar o
comportamento linear SC’s, o que leva a um “desperdício” de parte do espectro energético destes, o
que contrasta com o verificado no caso das baterias onde a tensão se mantém praticamente constante
ao longo do ciclo de descarga [38].
Figura 2.10 - Característica de descarga de baterias, condensadores e supercondensadores, adaptado de [38]
t
Bateria
SC Eletroquímico
Condesador Eletroestático
Po
tên
cia
l d
e D
esc
arg
a
27
3 . Estação de carregamento
3.1 Sistema proposto
Nesta dissertação é desenvolvido um modelo para uma estação de carregamento de veículos
elétricos em locais isolados, a partir de energias renováveis e com armazenamento intermédio de
energia. A escolha dos diferentes componentes constituintes da estação, encontra-se fortemente
condicionada pela localização remota desta, uma vez que, apesar de já existirem várias estações e
topologias de carregamento de EV’s, algumas mais simples como os apresentado em [39] e [40] e
outras mais complexas como os sistemas apresentados em [41 - 44], é necessário ter em conta fatores
que diferenciam a estação proposta das estações convencionais, tais como: o tipo de rede disponível
no local a instalar a estação, as dificuldades de manutenção da estação e a menor afluência de veículos
nestes locais.
O modelo proposto corresponde a uma estação de carregamento de veículos elétricos em modo
DC, ou seja uma estação de carregamento rápido (Fast Charge Electrical Vehicle Station - FCEVS),
uma vez que a sua localização num local isolado prossupõe que este seja apenas um ponto de
passagem, onde se pretende gastar o menor tempo possível.
Um dos aspetos de maior relevância no modelo apresentado é a ligação da FCEVS à rede. Ao
contrário das estações destinadas a locais citadinos ou perto de grandes aglomerados populacionais,
exemplo de [40] ou [41], nesta dissertação é considerado que apenas se encontra disponível a rede
monofásica para utilização. A ligação da estação à rede corresponde a um ponto fulcral do modelo
devido ao conteúdo harmónico das correntes e aos problemas que este pode causar, quer na estação
de carregamento, quer na própria rede elétrica. De entre estes problemas podem ser destacados: a
redução da vida útil dos equipamentos (aumentando desta forma a necessidade de manutenção dos
mesmos), a danificação dos sistemas de proteção, o aumento das perdas e maior aquecimento dos
condutores e transformadores do sistema elétrico e ainda a criação de ressonâncias nos
condensadores e filtros passivos do sistema [45].
Assim, deve ser garantida que a energia possui a maior qualidade possível, isto é, na interação do
sistema com a rede elétrica deve ser garantido que a corrente pedida ou injetada tem uma forma de
onda sinusoidal, com baixo conteúdo harmónico, em estado estacionário de forma a minimizar
problemas, como os referidos anteriormente.
No modelo desenvolvido, a ligação do sistema à rede é feita através de um retificador a díodos, o
que implica que o trânsito de potência exista apenas da rede para o sistema, não sendo possível injetar
potência na rede. Associado ao retificador de tensão encontra-se um transformador responsável pelo
isolamento galvânico da rede. Optou-se pelo uso de um transformador de baixa frequência, uma vez
que esses são os mais usuais em aplicações de potência elevada. Existem no entanto já exemplos da
utilização de transformadores de alta frequência para problemas similares, os quais apresentam
algumas vantagens em termos de custo e volume, em aplicações deste tipo [44].
28
O transformador é responsável não só pelo isolamento galvânico do sistema em relação à rede,
como ainda pela regulação da tensão ao valor necessário no barramento DC presente no sistema,
funcionando assim como um conversor elevador DC/DC [46] [47].
Este barramento DC além de ser alimentado pela rede, como referido anteriormente, encontra-se
ainda ligado ao sistema de armazenamento intermédio de energia e ao sistema de geração fotovoltaica
presentes no sistema da FCEVS (Figura 1) sendo utilizado para o carregamento dos EV’s através de
um conversor DC/DC. O controlo do transito de potências entre os diferentes pontos de um sistema de
carregamento é analisado em [44] e [48].
O SAE é constituído por um banco de condensadores ligados em paralelo a um supercondensador
sendo estes responsáveis por fornecer potência extra durante os carregamentos dos EV’s, enquanto o
SGFV corresponde a um array de PV’s que se encontra ligado ao barramento DC através de um
conversor DC/DC. O aproveitamento da luz solar como fonte de alimentação paralela à rede é
apresentado em [49].
Nas secções que se seguem são descritos os componentes constituintes de cada uma das secções
do modelo proposto para a FCEVS, enquanto o esquema da estação pode ser visualizado na Figura
3.1.
29
Figura 3.1 - Esquema global da estação de carregamento
VE
ÍCU
LO
EL
ÉT
RIC
O
SISTEMA DE CARREGAMENTO LIGAÇÃO À REDE
SISTEMA DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA
IGBT/DIODO
D5 LPV1
PA
INE
L F
OT
OV
OL
TA
ICO
IGBT/DIODO
D6
LPV2
R0 CPV2 CPV1
IGBT/DIODO
IGBT/DIODO
D3
D1
D4
D2
TRANSFORMADOR
LINEAR
VREDE
LEV CEV
DC BUS
SISTEMA DE ARMAZENAMENTO DE ENERGIA
Csc
LBAT
IGBT/DIODO
D7
CBAT
Lsc
BA
NC
O D
E B
AT
ER
IAS
SU
PE
RC
ON
DE
NS
AD
OR
D8 MOSFET
31
3.2 Ligação à rede
Considerando que num local isolado a rede elétrica acessível é monofásica, optou-se por realizar a
ligação entre a estação de carregamento de EV’s e a rede através de um transformador e um retificador
de onda completa a díodos.
A colocação de um transformador entre a rede elétrica e o retificador permite assegurar o isolamento
galvânico, a adaptação do nível de tensão à entrada do retificador e a eliminação do ponto de vista da
rede das componentes contínuas presentes nas correntes de entrada do retificador. A adaptação da
tensão realizada pelo transformador permite que os semicondutores utilizados no retificador sejam
díodos, e que consequentemente o retificador seja do tipo não comandado. No que diz respeito à
utilização de um retificador de onda completa, esta é justificada pela melhor resposta a elevadas
potências apresentada por estes, quando comparados com os retificadores de meia onda.
Na Figura 3.2 é possível ver o esquema geral da ligação da rede elétrica ao barramento DC da
FCEVS através do transformador e retificador.
A rede elétrica acessível no local carateriza-se por:
𝑓𝑅𝐸𝐷𝐸 = 50 Hz
VREDE = 230 V sendo esta sinusoidal e dada por:
𝑣𝑅𝐸𝐷𝐸(𝑡) = 𝑉𝑅𝐸𝐷𝐸 . √2. 𝑠𝑖𝑛(𝜔𝑡 + 𝜑𝑣) (3.1)
Onde 𝜑𝑣 corresponde ao desvio da fase e 𝜔 à frequência angular, sendo esta últma dada por:
𝜔 = 2𝜋. 𝑓𝑅𝐸𝐷𝐸 =2𝜋
𝑇 (3.2)
No modelo simulado nesta secção optou-se pela utilização de uma carga puramente resistiva, o que
não corresponde exatamente ao que se passa na realidade uma vez que normalmente as cargas
possuem um efeito indutivo, sendo por isso muitas vezes utilizados filtros LC de forma a minimizar o
tremor das correntes na carga [49]. A utilização do retificador tem como principal objetivo fornecer a
“melhor corrente DC” possível à carga, isto é, uma corrente estável e com o menor tremor possível.
DC BUS
Transformador C
arg
a
Rede Elétrica Retificador
Figura 3.2 - Esquema geral da ligação à rede
32
3.2.1 Retificador de onda completa em ponte a díodos
O modelo adotado utiliza um retificador em ponte a díodos conectado a um transformador simples,
com um único secundário e sem pontos de conexão adicionais, o qual apesar de corresponder ao
modelo monofásico mais simples é também o mais adequado, uma vez que quatro díodos do retificador
conseguem garantir praticamente todos os prossupostos necessários. Assim, efetuando uma
comparação do modelo utilizado com a topologia de retificador de onda completa com ligação ao centro
do secundário do transformador, o modelo utilizado possui um menor núcleo, no entanto consegue
atingir os mesmos níveis de potência DC. Na Figura 3.3, é apresentado o esquema detalhado dos
componentes utilizados na ligação da estação à rede monofásica disponível no local de instalação da
FCEVS.
A retificação da tensão da rede ocorre ao longo de todo o período da rede, através da condução
dos pares de díodos do retificador. Os díodos D1 e D4 encontram-se em condução durante a meia-onda
positiva da tensão, enquanto os díodos D2 e D3 conduzem durante a meia-onda negativa desta. A
topologia utilizada por este retificador é corresponde a uma topologia de duplo caminho, isto é, em cada
meio ciclo de tensão, existe fluxo de corrente em ambas as direções no enrolamento do secundário do
transformador, mas sempre no mesmo sentido na carga. Realizando uma análise ao esquema da
Figura 3.3, verifica-se que a tensão no primário do transformador (VPrim) corresponde à tensão recebida
da rede, desta forma temos que:
VREDE = VPrim = 230 V
VDC
DC BUS
Transformador Linear
VREDE
RDC
IREDE
IRET
Retificador
VPrim VSec
VRET
D1 D2
D3 D4
Figura 3.3 - Esquema detalhado da ligação à rede
33
No que diz respeito ao lado do secundário, verifica-se a existência de uma tensão AC dependente
dos parâmetros constituintes do transformador (VSec), os quais são selecionados tendo em conta o valor
de tensão pretendido no barramento DC. A tensão na carga (VDC) corresponde ao valor médio da
tensão de saída do retificador (VRET) durante um período, isto é:
𝑉𝐷𝐶 =1
𝑇∫ 𝑣𝑅𝐸𝑇(𝑡)𝑑𝑡
𝑇
0 ⇔
𝑉𝐷𝐶 =2
2𝜋∫ 𝑉𝑆𝑒𝑐 . 𝑠𝑖𝑛(𝜔𝑡)𝑑𝑡
𝜋
0=
2.𝑉𝑆𝑒𝑐
𝜋 (3.3)
Sendo possível definir o valor r.m.s da tensão na carga:
𝑉𝑅𝐸𝑇 = √1
𝑇∫ 𝑣𝑅𝐸𝑇
2(𝑡)𝑑𝑡𝑇
0 ⇔
𝑉𝑅𝐸𝑇 = √1
𝜋∫ 𝑉𝑆𝑒𝑐
2. 𝑠𝑖𝑛2(𝜔𝑡)𝑑𝑡𝜋
0=
𝑉𝑆𝑒𝑐
√2 (3.4)
O FF corresponde a um índice de eficácia do processo de retificação. A eficácia de retificação é
maior à medida que o valor de FF se aproxima de 1, sendo este dado pelo rácio entre as duas tensões
anteriores, sendo por isso igual a:
𝐹𝐹 =𝑉𝑅𝐸𝑇
𝑉𝐷𝐶=
𝜋
2.√2 = 1,11 (3.5)
Tendo em conta que a carga é puramente resistiva (RDC) temos que a corrente no na carga do
barramento DC (IDC) e a correspondente corrente r.m.s (IRET) são:
𝐼𝐷𝐶 = 𝑉𝐷𝐶
𝑅𝐷𝐶=
2.𝑉𝑆𝑒𝑐
𝜋.𝑅𝐷𝐶 (3.6)
𝐼𝑅𝐸𝑇 = 𝑉𝑅𝐸𝑇
𝑅𝐷𝐶=
𝑉𝑆𝑒𝑐
√2.𝑅𝐷𝐶 (3.7)
Outro parâmetro utilizado na descrição da qualidade de retificação é o Fator de Oscilação (RF), o
qual representa a taxa de ondulação em relação ao valor máximo da tensão retificada. O RF é definido
por:
𝑅𝐹 =√𝑉𝑅𝐸𝑇
2 − 𝑉𝐷𝐶2
𝑉𝐷𝐶
⇔
𝑅𝐹 = √𝐹𝐹2 − 1 = 0,483 (3.8)
De forma a comparar diferentes topologias de retificadores, é também possível comparar alguns
parâmetros relacionados com semicondutores que estes utilizaram, como por exemplo, a Tensão
Inversa de Pico (PIV), durante o estado de bloqueio do dispositivo ou a corrente máxima na carga.
Existem ainda fatores relacionados com o transformador como o Fator de Utilização do
Transformador (TUF) o qual é usado para definir as características do transformador e definido como
a razão entre a potência DC de saída do transformador (PDC) e a potência de saída no secundário do
transformador (PSec).
34
Assim o TUF e é dado por:
𝑇𝑈𝐹 =𝑃𝐷𝐶
𝑃𝑆𝑒𝑐 ⇔
𝑇𝑈𝐹 =𝑉𝐷𝐶.𝐼𝐷𝐶
𝑉𝑅𝐸𝑇√2
.𝐼𝑅𝐸𝑇
√2
= 0,813 (3.9)
3.2.2 Dimensionamento e simulação do retificador
O tempo de carregamento de um EV está diretamente relacionado com a potência fornecida pela
estação de carregamento, uma vez que, quanto maior for a potência disponibilizada por esta mais
rápido será o carregamento da bateria do EV. Desta forma, os carregamentos em modo AC são
efetuados recorrendo a tensões até 240 V/fase, enquanto os carregamentos em modo DC utilizam
valores entre 300 V e 600 V [13] [14].
Na Figura 3.4 são apresentadas as formas de onda da tensão e corrente da rede, as quais são de
grande importância, tal como referido anteriormente, devido ao seu conteúdo harmónico e à influência
que o valor da tensão tem no dimensionamento dos parâmetros do transformador.
Na construção do modelo da FCEVS optou-se por definir uma tensão de 400 V para o barramento
DC (VDC = 400 V), de forma a permitir a realização de carregamentos rápidos, a qual deve esta ser
garantida pelos diferentes conversores que a este se encontram ligados. Por outro lado o valor da
corrente no barramento DC é influenciado pelo valor da carga utilizada à saída dos conversores.
No caso do sistema de ligação à rede foi definida uma carga com o valor de RDC = 10 Ω, de forma a
simular o retificador.
Tensão e Corrente da Rede
Tempo [s]
Figura 3.4 - Tensão e corrente da rede
Te
nsão [V
], C
orr
ente
[A
]
VREDE
IREDE
0 0,01 0,02 0.03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1
400
0
-100
100
200
300
-200
-300
-400
35
Finalmente, no que diz respeito ao transformador utilizado, é necessário analisar as tensões do seu
primário (VPrim) e secundário (VSec), para que seja possível obter o valor de tensão pretendido no
barramento DC. Tal como referido na secção 2.3.1, temos que VPrim = VREDE, sendo apenas necessário
determinar o valor da tensão VSec. Reescrevendo a Equação 3.3 em ordem à VSec temos:
𝑉𝑆𝑒𝑐 =𝜋.𝑉𝐷𝐶
2 =
𝜋 × 400
2 = 628,32 V (3.10)
De forma a garantir uma tensão que atinga o valor de 628,32 V no secundário do transformador,
tensão apresentada na Figura 3.5, recorre-se a um transformador com as características apresentadas
na Tabela 3.1:
Tabela 3.1 – Características do transformador
A tensão VSec corresponde à tensão a ser retificada pelo retificador em ponte de díodos de onda
completa, assim espera-se que a tensão à saída deste (VRET) corresponda a uma tensão semelhante
a VSec quando esta toma valores positivos e ao módulo de VSec, quando esta toma valores negativos.
No que diz respeito à corrente IRET, esta vai ter uma forma de onda semelhante à de VRET e o seu valor
depende do valor da carga à qual o retificador se encontra ligado.
PNOMINAL 30 kVA
fNOMINAL 50 Hz
VPrim 230 V
VSec 450 V
RMagnetização 881,67 Ω
LMagnetização 2,8064 H
200
Tempo [s]
Te
nsão [V
]
Tensão do secundário do transformador
Figura 3.5 - Tensão nos enrolamentos do secundário do transformador
VSec
0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1
800
0
400
600
-200
-400
-600
-800
36
As formas de ondas da tensão VRET e da corrente IRET são apresentadas na Figura 3.6.
Finalmente, realizando o cálculo do valor médio da tensão no barramento DC é obtida a uma tensão
de valor aproximado ao pretendido (VDC = 400 V), sendo a forma de onda obtida apresentada na Figura
3.7.
Tensão de saída do retificador: VRET
VRET
Te
nsão [V
]
Tempo [s]
Figura 3.6 - Tensão e corrente de saída do retificador
Corr
ente
[A
]
Corrente de saída do retificador: IRET
Tempo [s]
IRET
0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1
0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1
100
0
200
300
500
400
700
600
Tempo [s]
Te
nsão [V
]
Figura 3.7 - Tensão média do barramento DC
Tensão média do barramento DC
VDC(AVRG)
0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1
450
400
300
150
100
50
250
200
0
350
70
60
50
40
30
20
10
0
37
3.3 Sistema de Armazenamento de Energia
Os carregamentos efetuados através das FCEVS necessitam de valores de corrente e tensão
elevados, o que cria a necessidade de existência de um sistema de armazenamento intermédio de
energia. A existência de um SAE permite minimizar os níveis dos pedidos de potência efetuados pela
estação durante os carregamentos, evitando desta forma a existência de variações, de grande
amplitude, no valor de potência pedido à rede, os quais a existirem obrigariam a um reforço nas
infraestrutura de transporte de energia da rede.
Não existindo um tipo de armazenamento típico para este tipo de sistemas é necessário analisar
cada situação em particular, sendo que o vasto leque de tecnologias para armazenamento de energia
elétrica existentes nos dias de hoje, sejam estas do tipo mecânico, eletroquímico ou elétrico, leva à
existência de um elevado número de soluções possíveis.
As tecnologias mais comuns na construção dos SAE das estações de carregamento de EV são as
baterias, os supercondensadores e volantes de inércia (Flywheels). A utilização de um sistema de
armazenamento com recurso a volantes de inércia acabou por ser posto de parte devido às grandes
variações de amplitude verificadas na tensão por estas gerada e pela necessidade adicional de um
gerador síncrono. Assim, no seguimento das características já apresentadas no capítulo 2.3 desta
dissertação, a solução adotada consiste num sistema combinado de um banco de baterias de Ácido-
Chumbo e um supercondensador aproveitando o elevado valor de energia específica das baterias e o
elevado valor de potência específica de um supercondensador [32]. O esquema geral do SAE utilizado
pela FCEVS desta dissertação é apresentado na Figura 3.8.
Figura 3.8 - Esquema geral do sistema de armazenamento de energia
VBAT
LBAT D7
D8 MOSFET
Lsc Csc
CBAT Cfiltro
Cfiltro
IGBT/DIODO
Conversor DC/DC: BOOST
BA
NC
O D
E B
AT
ER
IAS
SU
PE
RC
ON
DE
NS
AD
OR
IDC
RSAE
IBAT
Isc
VDC
Vsc
Conversor DC/DC: BUCK/BOOST
38
O número de ciclos de vida de um supercondensador é tipicamente 2 a 4 ordens de grandeza
superior ao de uma bateria de Ácido-Chumbo. Devido a esta característica dos SAE utilizados, tomou-
se a opção de efetuar a ligação do SC ao barramento DC através de um conversor redutor-elevador,
enquanto o banco de baterias funciona como um sistema de armazenamento de energia auxiliar ao
SC, estando este ligado a um conversor elevador.
3.3.1 Banco de Baterias
No banco de baterias optou-se por utilizar baterias de Ácido-Chumbo, apesar de apresentarem
algumas desvantagens quando comparadas com baterias como as de Iões de Lítio em termos da
densidade de energia e potência disponibilizada, uma vez que estas correspondem a uma tecnologia
mais madura e da qual já se possui um conhecimento total. Por outro lado apesar de ser uma tecnologia
já antiga é aquela que apresenta ainda um custo mais reduzido por unidade de energia armazenada.
As baterias são normalmente caracterizadas pela sua tensão nominal, pela sua corrente de descarga
e pela sua capacidade nominal, expressa em Ampére hora (Ah).
O modelo de bateria utilizado na construção do banco de baterias é o PANASONIC LC-T12105P,
sendo possível consultar o seu catálogo, no Anexo A, onde é apresentado em detalhe o processo de
descarga da bateria consoante as condições em que esta se encontra. Uma vez que se pretende uma
tensão de 400 V no barramento DC é necessário utilizar um banco de baterias de forma a elevar o valor
de tensão fornecido ao conversor DC/DC que efetua a ligação entre o sistema de baterias e o
barramento. Através da associação de 20 baterias é então atingida uma tensão de VBAT = 20 x 12 =
240 V, a qual já permite a utilização de um conversor elevador.
De forma a simular o banco de baterias recorreu-se ao modelo existente no Simulink para uma
bateria de Ácido-Chumbo sendo os parâmetros do mesmo apresentados na Tabela 3.2.
Tabela 3.2 – Parâmetros do modelo de Simulink utilizados para o banco de baterias
BANCO DE BATERIAS: PANASONIC LC-T12105P
Tensão Nominal VN(BAT) 240 V
Capacidade Nominal CN(BAT) 105 Ah
Corrente Nominal de descarga IN(BAT) 21 A
Resistência Interna RINT 5 mΩ
Tensão Máxima VBAT(max) 264 V
Capacidade Máxima CBAT(max) 105 Ah
39
Na Figura 3.9 são então apresentados as formas de onda da tensão e corrente na bateria durante
uma descarga prolongada, com uma carga resistiva de 12.5 Ω, bem como a evolução do seu SOC.
Tensão de descarga do banco de baterias
Tempo [s]
VBAT
IBAT
SOC
Te
nsão [V
]
Corrente de descarga do banco de baterias
Tempo [s]
Corr
ente
[A
]
SOC do banco de baterias
Tempo [s]
SO
C [%
]
Figura 3.9 - Curvas da tensão e corrente de descarga do banco de baterias e correspondente SOC
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
250
255
260
265
21,2
21
20,2
20
20,4
20,6
20,8
100
99,95
99,9
99,85
99,8
99,75
99,7
40
3.3.1.1 Conversor elevador DC/DC
Tal como já referido anteriormente, o banco de baterias encontra-se ligado a um conversor DC/DC
do tipo elevador, de forma a garantir um valor de 400 V no barramento DC, Nesta secção é realizado
uma descrição do funcionamento do conversor, bem como o dimensionamento dos seus componentes,
de acordo com os valores pretendidos. O modelo de Simulink utilizado para simulação do sistema do
banco de baterias é apresentado na Figura 3.10.
Analisando o conversor apresentado na Figura 3.10 verifica-se que este utiliza dois semicondutores,
um IGBT e um díodo, os quais possuem dois estados de funcionamento: condução e corte. Os
semicondutores funcionam como interruptores e influenciam a transferência de energia que ocorre no
conversor consoante o estado em que se encontram,
Assim, quando o IGBT (semicondutor S1) está em condução e o díodo (semicondutor S2) ao corte,
ocorre a transferência de energia do banco de baterias para a bobine LBAT, verificando-se um aumento
da corrente desta (IL), uma vez que a tensão de saída do banco de baterias (VBAT) corresponde também
à tensão aos terminais da bobine, VL = VBAT. Por outra lado quando S1 se encontra ao corte, S2 entra
em condução, assegurando a continuidade da energia magnética na bobine e a transferência de
energia quer para a carga, quer para o condensador de saída (CBAT). Neste caso, a corrente na bobine
LBAT decresce, uma vez que a tensão VL é negativa e dada por: VL = VBAT – VDC <0.
No dimensionamento do conversor DC/DC elevador é considerado que os semicondutores se
comportam como interruptores ideais, não possuindo perdas. Os dois estados de funcionamento dos
semicondutores: condução e corte, podem ser representados por uma variável (𝛽), a qual indica o
estado destes:
→ S1: Corte e S2: Conduz
→ S1: Conduz e S2: Corte
Figura 3.10 - Modelo de Simulink do sistema de armazenamento: banco de baterias
D6 LBAT
Cfiltro (BAT) CBAT
IGBT/DIODO
VBAT
BANCO DE BATERIAS
DC BUS
VDC
SISTEMA DE CONTROLO
IBAT IDC
S1
S2
𝛽 =
𝛽 = 0: 𝑉𝐿(𝑡) = VBAT (0 < t < δT)
𝛽 = 1: 𝑉𝐿(𝑡) = VBAT − VDC (δT < t < T) (3.11)
41
Onde δ representa a relação entre a tensão de entrada e a tensão de saída do conversor, e é
calculada sabendo que o valor médio da tensão na bobine é nulo em regime permanente:
𝑉𝐿(𝑡) =1
𝑇[∫ VBAT 𝑑𝑡 + ∫ (V𝐵𝐴𝑇 − VDC)
𝑇
δT𝑑𝑡
δT
0] = 0 ⇔
δ = 1 − V𝐵𝐴𝑇
VDC ⇔
V𝐵𝐴𝑇
VDC=
1
1− δ (3.12)
Antes de realizar o dimensionamento dos diferentes componentes do conversor é necessário
assumir valores para algumas coisas como:
Frequência de comutação
Assume-se uma frequência de comutação de fc = 20 kHz dos semicondutores.
Carga do barramento DC
Na simulação efetuada considera-se uma carga resistiva de valor RBAT = 125 Ω.
Variação da tensão de saída
Assume-se que a tensão aos terminais do condensador CBAT pode variar em 10% do valor
pretendido para VDC. Assim:
∆VDC = VDC × (10%) = 40 V (3.13)
VDC(MAX) = VDC + ∆VDC
2= 420 V
VDC(MIN) = VDC − ∆VDC
2= 380 V
(3.14)
Tremor da correte da bobine
Assume-se um tremor máximo da corrente IL de 5 %. Este não deve ser menor, uma vez
que existe o risco de sobredimensionamento da bobine LBAT. Assim:
∆IL = IL × (5%) (3.15)
De seguida é realizado o dimensionamento dos diferentes componentes do conversor:
Duty cycle:
Uma vez que o modelo de Simulink da bateria utiliza o valor da tensão máxima disponível
aos terminais da bateria temos que VBAT = 264 V, pelo que recorrendo à equação 3.12
temos:
δ = 1 – VBAT
VDC = 1 −
264
400 = 0,340 (3.16)
42
Bobine LBAT:
Considerando um valor de corrente de descarga de IBAT = 21 A, o valor do tremor da
corrente IL é dado por:
∆𝐼𝐿 = 𝐼𝐵𝐴𝑇 × (5%) = 1,05 A (3.17)
Assim a bobine LBAT será dada por:
𝐿𝐵𝐴𝑇 =δ .VBAT
fc . ∆IL =
0,34 × 264
(20×103) × 1,05 = 4,3 mH (3.18)
Condensador CBAT:
O valor do condensador CBAT de saída do conversor é dado por:
𝐶𝐵𝐴𝑇 =VDC . δ
fc . ∆VDC . RBAT =
400 × 0,34
(20×103) × 40 ×125 = 1,36 x 10-6 F (3.19)
Considerando que o valor da corrente debitada pelo banco de baterias ao sistema depende do valor
da carga a que este se encontra ligado, no caso de uma carga resistiva de 125 Ω no barramento DC à
entrada do conversor é obtida uma tensão VBAT ≅ 264,1 V e uma corrente de valor médio IBAT ≅ 5,1 A,
sendo as formas de onda destas grandezas apresentadas na Figura 3.11.
0,015 0,02 0,025 0,03 0,035 0,04 0,045 0,05 0,055 0,06 3
0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2
263,95
263,9
264,05
264
264,15
264,1
3,5
4,5
5,5
6,5
4
5
6
7
Tensão do banco de baterias: Vbat
Tempo [s]
Vbat
Ibat
Te
nsão [V
]
Corrente do banco de baterias: Ibat
Tempo [s]
Corr
ente
[A
]
Figura 3.11 - Curvas da tensão e corrente fornecidas pelo banco de baterias
43
A corrente fornecida pelo banco de baterias corresponde à corrente que circula na bobine LBAT, isto
é IBAT = IL, assim considerando o sinal apresentado na Figura 3.11, verifica-se que são respeitados os
limites estabelecidos para o tremor da corrente na bobine, Por outro lado, no que diz respeito à tensão
VL verifica-se, tal como esperado, que esta é igual ao da tensão do banco de baterias quando o S1
conduz, isto é VL = VBAT, e quando S1 se encontra ao corte toma o valor de VL = VBAT – VDC (equação
3.11), tal como se pode constatar na Figura 3.12.
Atendendo ainda aos valores de corrente e tensão transferidos pelo banco de baterias, conclui-se
que a potência disponibilizada à entrada do conversor ronda os Pbat = 1,346 kW. Assim, considerando
um valor teórico de 95 % para o rendimento do conversor elevador elevado utilizado, temos que:
PDC = 0,95 × Pbat ⇔
PDC = 0,95 × 1346 ≅ 1,2787 kW (3.20)
Conclui-se então que, em teoria, no barramento DC teremos uma potência de 1278,7 kW disponível
para o carregamento do EV.
De forma a confirmar as previsões teóricas são apresentados de seguida os sinais da tensão (Figura
3.13) e corrente (Figura 3.14) disponíveis no barramento DC, onde é possível constatar que a tensão
VDC oscila em torno dos 400 V, tal como pretendido, e que a corrente IDC toma valores próximos a 3,1
A, Assim, o valor de potência disponível no barramento DC será de PDC ≅ 1,240 kW, o que vai de
encontro ao esperado.
Variação da tensão na bobine: LBAT
Tempo [s]
VL
VBAT - VDC
VBAT
Te
nsão [V
]
Figura 3.12 - Variação da tensão na bobine LBAT
0,03712 0,03714 0,03716 0,03718 0,0378 0,03722
200
-200
-150
-100
-50
0
100
300
50
250
150
Tensão de saída do conversor: VDC
Tempo [s]
VDC
Te
nsão [V
]
Figura 3.13 – Tensão à saída do conversor: VDC
0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2
VDC
50
100
400
0
200
250
350
300
150
450
44
Rp
C ESR XL
Figura 3.15 - Esquema elétrico de um supercondensador: simplificação de 1ª ordem
A manutenção do valor da tensão em torno do valor pretendido é garantido através de um sistema
de controlo, o qual será apresentado em detalhe na secção 3.5 da dissertação.
3.3.2 Supercondensador
De forma a simular o sistema de armazenamento do supercondensador é utilizado como referência
o modelo MAXWELL 160 V, sendo possível consultar o seu catálogo no Anexo B. Atendendo ao facto
do modelo de supercondutor existente no Simulink não representar da melhor forma o comportamento
do SC selecionado foi tomada a opção de construir um modelo para a SC recorrendo a um esquema
elétrico equivalente, de forma a simular o seu funcionamento de uma maneira mais próxima da
realidade.
3.3.2.1 Modelo Supercondensador
Um supercondensador pode ser representado de uma forma simplificada por um esquema elétrico
equivalente, como o apresentado na Figura 3.15:
Os componentes constituintes do modelo são:
Rp – Resistência em paralelo responsável pela autodescarga;
XL – Indutância do SC;
C – Capacidade do SC;
ESR – Resistência em série equivalente.
IDC
Corrente de saída do conversor: IDC
Tempo [s]
Corr
ente
[A
]
Figura 3.14 - Corrente à saída do conversor: IDC
0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
45
No entanto o esquema de 1ª ordem não corresponde ao melhor modelo a utilizar, uma vez que este
não tem em conta o comportamento não linear dos SC’s, o qual é originado pelos poros existente no
material constituinte dos elétrodos. Assim o comportamento de um SC aproxima-se mais ao de uma
linha de transmissão do que de um condensador, sendo o esquema elétrico equivalente mais adequado
para a sua representação, apresentado na Figura 3.16.
Neste, cada uma das três resistências ESR representa um dos constituintes do SC (os dois
elétrodos e o dielétrico), enquanto o valor da resistência RP é determinado tendo em conta a constante
de tempo (𝜏) de um circuito RC:
𝜏 = 𝑅𝑃𝐶 → Rp = τ
C (3.21)
Assim, tomando em consideração os parâmetros do modelo do SC utilizado, os quais são
apresentados na Tabela 3.3, podemos efetuar o dimensionamento do esquema elétrico.
Tabela 3.3 – Parâmetros do modelo do supercondensador MAXWELL 160 V
Os parâmetros do esquema elétrico são então os seguintes:
ESR1 = ESR2 = ESR3 = 240 mΩ
C = 5,8 F
Rp = τ
C =
1500 × 3600
5,8 = 931034,4828 Ω
De forma a validar o modelo construído em Simulink são apresentadas na Figura 3.17, as formas
de onda da tensão e corrente à saída do SC, as quais foram obtidas utilizando uma carga no
supercondensador: RLOAD = 4 Ω.
SUPERCONDENSADOR: MAXWELL 160 V
Capacidade Nominal CN(SC) 5,8 F
Tensão Nominal VN(SC) 160 V
Corrente Nominal IN(SC) 35 A
Equivalent Series Resistance ESR 240 mΩ
Tempo de vida (Altas temperaturas) τ 1500 h
ESR2 ESR1 ESR3
RP C C
L
+
-
RLOAD CA
RG
A
Figura 3.16 - Esquema elétrico equivalente de um SC tendo em conta o seu comportamento não linear
46
Figura 3.18 - Modelo de Simulink do sistema de armazenamento: supercondensador
D7
LSC Cfiltro (SC) CSC
MOSFET
VSC
SISTEMA DE CONTROLO
SUPERCONDENSADOR
DC BUS
ISC
VDC
IDC
Os valores obtidos para o modelo desenvolvido do supercondensador, apesar de apresentarem um
desvio em relação aos valores apresentados pelo fabricante no catálogo, encontram-se dentro da
banda de valores aceitáveis, sendo estes explicados pelas quedas de tensão que existem nos
diferentes componentes que constituem o modelo desenvolvido.
3.3.2.2 Conversor redutor-elevador DC/DC
Tendo em conta o elevado número de ciclos de vida de um supercondensador, o sistema de ligação
do supercondensador ao barramento DC utiliza um conversor redutor- elevador (“Buck/Boost”). Este
permite que o trânsito de energia ocorra quer no sentido do barramento DC (funcionamento como um
conversor elevador), quer no sentido do próprio SC, recarregando a sua energia (funcionamento como
um conversor redutor). Na Figura 3.18 é apresentado o modelo de Simulink construído para simular o
sistema de armazenamento do supercondensador e a sua ligação ao barramento DC.
S3
S4
Tensão fornecida pelo Supercondensador
Tempo [s]
Te
nsão [V
]
Corrente fornecida pelo Supercondensador
Tempo [s]
Corr
ente
[A
]
Figura 3.17 - Curvas da tensão e corrente do supercondensador
VSC
ISC
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
140
138
136
134
132
40
36
30
32
38
34
47
Considerando dois intervalos de tempos distintos, em que:
∆T1: 0 < t < δT onde: MOSFET → Conduz ; D7 → Corte
∆T2: δT < t < T onde: MOSFET → Corte ; D7 → Conduz (3.22)
Considerando o circuito em regime permanente, tem-se que no intervalo de tempo ∆T1 em que o
MOSFET se encontra em condução a corrente na bobine (IL) tem derivada positiva, uma vez que a
tensão aos terminais desta é igual à tensão de saída do SC (VSC), isto é:
𝑉𝐿(𝑡) = VSC (3.23)
Por outro lado, no intervalo de tempo ∆T2, é o díodo D7 que se encontra em condução, garantindo a
continuidade da energia magnética na bobine LSC, no entanto a corrente nesta decresce, pois a tensão
aos seus terminais é igual a:
𝑉𝐿(𝑡) = −VDC (3.24)
O valor médio da tensão na carga pode ser calculado sabendo que, em regime permanente, o valor
médio da tensão aos terminais de LSC é nulo:
𝑉𝐿(𝑡) =1
𝑇[∫ VSC 𝑑𝑡 + ∫ (− VDC)
𝑇
δT𝑑𝑡
δT
0] = 0 ⇔
V𝐷𝐶
VSC=
δ
1− δ (3.25)
Tal como no caso do conversor elevador é necessário assumir valores para algumas grandezas, de
forma a realizar o dimensionamento do conversor, assim:
Frequência de comutação
Assume-se uma frequência de comutação de fc = 20 kHz dos semicondutores.
Carga do barramento DC
Na simulação efetuada considera-se uma carga resistiva de valor RSC = 125 Ω.
Variação da tensão de saída
Assume-se que a tensão aos terminais do condensador CSC pode variar em 10 % do valor
pretendido para VDC, sendo por isso ∆VDC = 40 V, tal como no caso do conversor elevador.
Assim os componentes do conversor redutor-elevador são dados por:
Duty cycle:
Considerando que a tensão de entrada do conversor corresponde à tensão do SC temos:
𝑉𝑆𝐶 = 135,6 V (3.26)
Pelo que recorrendo à equação 43, temos que:
𝑉𝐷𝐶
𝑉𝑆𝐶=
δ
1−δ ⇔ δ =
𝑉𝐷𝐶
𝑉𝐷𝐶+ 𝑉𝑆𝐶
= 400
400 +135,6 = 0,746 (3.27)
48
Condensador CSC:
O valor do condensador CSC de saída do conversor é dado por:
𝐶𝑆𝐶 =VSC.δ2
fc .∆VDC .(1−δ).RSC =
135,6 × 0,7462
(20×103) × 40 × 125 × (1−0,746) = 2,98 x 10-6 F (3.28)
Bobine LSC:
Sendo o valor do tremor máximo da corrente na bobine dado por:
∆𝐼𝐿 =2 × VDC
RSC.(1−δ) =
2 × 400
125.(1−0,746) = 25,2791 A (3.29)
Consequentemente a bobine LSC terá um valor de:
𝐿𝑆𝐶 =VDC.(1 − δ)
fc .∆IL =
400.(1−0,746)
(20×103) × 25,2791 = 2,003x10-4 H (3.30)
3.3.2.3 Simulação do sistema do supercondensador
Considerando que na simulação do sistema a carga RSC tem um valor de 125 Ω, a tensão e corrente
disponibilizadas pelo supercondensador tomam valores em torno de 157,5 V e 9,2 A respetivamente,
tal como é possível constatar na Figura 3.19.
Tensão do supercondensador: Vsc
Tempo [s]
Te
nsão [V
]
Corrente do supercondensador: Isc
Tempo [s]
Corr
ente
[A
]
Figura 3.19 - Tensão e corrente fornecidas pelo supercondensador
0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2
0,072 0,074 0,076 0,078 0,080 0,082 0,084
Vsc
Isc
11
10
7
10,5
9,5
7,5
8,5
8
9
159,5
160
157
157,5
158
158,5
159
49
Atendendo aos valores de tensão (VSC = 157,5 V) e corrente (ISC = 9,2 A) na entrada no conversor,
bem como um rendimento teórico de 95 % para o conversor redutor-elevador, tal como no caso do
conversor elevador, temos que:
PEntrada = PSC = Vsc x Isc = 1,449 kW (3.31)
O que leva a uma potência teórica no barramento DC (potência de saída do conversor) de:
PDC = 0,95 x 1449 = 1,377 kW (3.32)
De forma a analisar o funcionamento do conversor redutor-elevador são apresentadas, na Figura
3.20. as formas da tensão e corrente disponível no barramento DC.
Analisando os valores obtidos para a corrente e tensão à saída do conversor DC/DC, verifica-se que
a potência disponível no barramento DC é igual a:
PDC = VDC x IDC = 400 x 3,2 = 1,280 kW (3.33)
valor que está dentro do esperado, uma vez que a tensão no barramento tal como pretendido encontra-
se em torno dos 400 V (o sistema de controlo da tensão no DC BUS utilizado é o mesmo que no caso
do banco de baterias, sendo apresentado na secção 3.5 da dissertação) e a corrente disponível faz
com que a potência disponível esteja dentro dos limites teóricos previstos (equação 3.32).
Analisando ainda as grandezas na na bobine LSC, Figura 3.21 e Figura 3.22, verifica-se tal como se
esperava que o valor da tensão VL é igual ao da tensão fornecida pelo supercondensador (VSC) quando
o MOSFET se encontra em condução (equação 3.23) e que quando este se encontra ao corte, o seu
Tensão no barramento DC: VDC
Tempo [s]
VDC
IDC
Tempo [s]
Te
nsão [V
]
Corrente no barramento DC: IDC
Corr
ente
[A
]
Figura 3.20 - Tensão e corrente à saída do conversor DC/DC: DC BUS
0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2
0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2
450
400
300
150
100
50
250
200
0
350
3,5
3
2
0,5
1,5
1
0
2,5
50
valor é igual a -VDC (equação 3.24).
Por outro lado, verifica-se que o valor estabelecido para o tremor máximo da corrente IL
(∆IL=25,2791 A) é respeitado, tal como se pode observar na Figura 3.22.
IL
Variação da corrente na bobine: LSC
Tempo [s]
Tempo [s]
Corr
ente
[A
]
Figura 3.22 - Variação da corrente na bobine LSC
Variação da tensão na bobine: LSC
VL
-VDC
VSC
Te
nsão [V
]
Figura 3.21 - Variação da tensão na bobine LSC
0,06158 0,0616 0,06162 0,06164 0,06166 0,06168 0,0617 0,06172
200
100
0
-100 -200 -300 -400 -500
0,0737 0,07372 0,07374 0,07376 0,07378 0,0738 0,07382 0,07384
25
10
15
20
0
5
51
3.4 Sistema de Geração Fotovoltaica
Um dos requisitos a cumprir na criação do modelo da FCEVS é a utilização de fontes de energia
renováveis como fonte de energia auxiliar à rede elétrica disponível no local, de forma a garantir o
funcionamento da estação em caso de ocorrer um problema com esta. A escolha do tipo de energia
renovável a utilizar na construção do modelo é condicionada por fatores como:
Área necessária para a instalação do sistema de geração de energia;
Custos de aquisição do sistema;
Facilidade de instalação;
Manutenção necessária;
Condições ambientais necessárias;
Potência produzida.
Tendo em conta os parâmetros referenciados, as hipóteses mais adequadas seriam um sistema de
geração eólica ou um sistema de geração fotovoltaica. A escolha acabou por recair num sistema de
geração fotovoltaico uma vez que foi definido que a área ocupada pela estação não deveria exceder
75 m2. Este tipo de sistema é de fácil instalação não necessitando de grandes manutenções e a
potência necessária produzir para a aplicação em causa é atingida recorrendo a um número reduzido
de PV’s. Por outro lado, atualmente existe uma grande variedade de PV’s no mercado, o que torna o
seu preço bastante acessível.
O sistema de geração fotovoltaica utilizado é constituído por um conjunto de PV’s, ligados em série
e em paralelo, os quais se encontram conectados a um sistema de MPPT de forma a retirar o máximo
de potência dos mesmos. A ligação entre o PV resultante e o barramento DC de carregamento dos
veículos é realizado através de um conversor DC/DC do tipo elevador, controlado pelo sistema MPPT,
e um conversor DC/DC do tipo redutor, o qual controlado de forma a garantir a tensão pretendida no
DC BUS. Na Figura 3.23 é apresentado o esquema geral do SGPV utilizado.
Figura 3.23 - Esquema geral do sistema de geração fotovoltaica
D5
D6
LPV1
IGBT/DIODO
Cfiltro
Conversor DC/DC: BOOST
IDC IPV
DC BUS PAINEL FOTOVOLTAICO
IGBT/DIODO
LPV2
Conversor DC/DC: BUCK
I1
VPV
VDC V1 CPV2
RPV CPV1 R0
52
3.4.1 Painel fotovoltaico e sistema MPPT
A simulação do PV do SGPV é realizada com base no modelo de um díodo e três parâmetros, o
qual foi apresentado na secção 2.2.1 da dissertação, sendo considerada a célula como ideal e obtidos
apenas os gráficos das grandezas mais relevantes para o funcionamento global da estação de
carregamento, uma vez que o foco principal da dissertação não é o desenvolvimento detalhado de um
PV.
De forma a permitir uma simulação, o mais real possível foram utilizados como referência os dados
de um PV existente no mercado e acessível a qualquer pessoa. A escolha recaiu no painel comercial
BP SX3190W, sendo as características apresentadas na Tabela 3.4, podendo ainda o seu catálogo ser
consultado no Anexo C.
Tabela 3.4 – Características do PV: BP SX3190W
Tal como já referido anteriormente, foi estabelecido um limite máximo para a área ocupada pela
FCEVS de 75 m2, o que condiciona o número de PV’s possíveis de conectar entre si e
consequentemente a potência máxima produzida pelo array de PV’s. Assim, tendo em conta as
dimensões apresentadas pelo PV selecionado e de forma a ocupar apenas uma área não superior a
60 m2 considerou-se a associação de 8 módulos em série e de 5 em paralelo:
Área ocupada = (8 x 1,680) x ( 5 x 0,837) = 56,25 m2
Esta associação é efetuada partindo do princípio de que o comportamento dos módulos isolados se
mantem quando estes são conectados, em série ou paralelo, a outros. Desta forma, os módulos ligados
em série são responsáveis pelo aumento da tensão disponível à saída do PV, enquanto os módulos
ligados em paralelo aumentam a corrente disponível.
Módulo BP SX3190W
PMAX 190 W
VMP 24,3 V
IMP 7,82 A
VCA 30,6 V
ICC 8,5 A
NOCT 45 ± 2ºC
NS 50 células
Comprimento 1,680 m
Largura 0,837 m
Peso 15,9 kg
53
As características do PV equivalente resultante destas associações em série e em paralelo do
módulo BP SX3190W são apresentadas na Tabela 3.5.
Tabela 3.5 – Características do painel fotovoltaico equivalente
De modo a realizar o maior aproveitamento possível da potência gerado pelo painel foi desenvolvido
um bloco de controlo do tipo MPPT direto, o qual garante que o painel opera em qualquer instante no
seu ponto de máxima potência. O modelo desenvolvido em Simulink para simular o funcionamento do
PV equivalente é possível ser consultado no Anexo D.
O MPPT recebe a tensão e corrente fornecidas pelo PV e efetua os cálculos necessários de forma
a retirar a máxima potência deste. Estes cálculos correspondem à realização de sucessivas derivadas
do valor de potência recebida, em ordem à corrente, até verificar que estas sejam zero, ponto em que
se atinge a potência máxima do PV.
𝑑𝑃𝑃𝑉
𝑑𝐼 = 0 ⇔
𝑉𝑃𝑉 + 𝐼𝑃𝑉𝑑𝑉𝑃𝑉
𝑑𝐼𝑃𝑉 = 0 (3.34)
O modelo desenvolvido para o controlador de MPPT é apresentado na Figura 3.24, tendo este sido
construído com base em [50].
Painel Fotovoltaico equivalente
PMAX 7601,04 W
VMP 194,4 V
IMP 39,1 A
VCA 244,8 V
ICC 42,5 A
NS 400 células
Comprimento 13,44 m
Largura 4,185 m
Peso 639 kg
Figura 3.24 - Modelo do controlador MPPT desenvolvido, baseado em [50]
VPV
IPV
Equação (3.34)
54
3.4.2 Conversores de ligação ao DC BUS
Tal como já referido anteriormente, a ligação do PV ao barramento DC é efetuada através de dois
conversores DC/DC: um conversor elevador DC/DC, semelhante ao utilizado na secção 3.3.1.1,
controlado pelo sistema de MPPT desenvolvido e um conversor redutor DC/DC com controlo da tensão
de saída, de forma a garantir um valor de 400 V no barramento DC. Nesta secção é realizado o
dimensionamento dos componentes dos conversores, bem como uma descrição do funcionamento do
conversor redutor utilizado, O modelo de Simulink utilizado para simulação do SGFV é apresentado na
Figura 3.25.
Tal como já realizado para os outros conversores utilizados na dissertação, é necessário definir
alguns parâmetros de forma a realizar o dimensionamento do mesmo, assim temos:
Frequência de comutação
Assume-se uma frequência de comutação de fc = 20 kHz dos semicondutores.
Cargas dos conversores: do barramento DC
Na simulação efetuada considera-se a carga resistiva da saída do conversor elevador tem
um valor de R0 = 50 Ω, enquanto a carga do DC BUS toma o valor de RPV = 100 Ω.
Tensão de saída do conversor elevador
Pretende-se que a tensão fornecida pelo PV seja elevada a um valor de: V1 = 520V.
Variação da tensão de saída
Tal como nos outros conversores apresentados, assume-se que a tensão aos terminais
dos condensadores de saída de cada conversor, CPV1 e CPV2, pode variar em 10 % do valor
pretendido para VDC, sendo por isso ∆VDC = 40 V.
Tremor da correte da bobine
Assume-se um tremor máximo da corrente nas bobines de 10%.
S1
D6
LPV2
Cfiltro(PV) CPV2
IGBT/DIODO
VPV
SISTEMA DE CONTROLO
PAINEL
DC BUS
IPV
VDC
FOTOVOLTAICO
IGBT/DIODO
D5
CPV1 R0 V1
I1 LPV1
MPPT
IDC
Figura 3.25 - Modelo de Simulink do sistema de geração fotovoltaica
S6
S5
S7
S8
55
Começando por realizar o dimensionamento dos componentes do conversor elevador, temos:
Duty cycle:
Uma vez que o MPPT garante o funcionamento do PV no seu ponto de máxima potência
(VMP), a tensão de entrada do conversor corresponde à tensão de máxima potência do PV
(VPV), ou seja:
VPV = VMP = 194,4 V (3.35)
Pelo que recorrendo à equação 3.12, temos que:
δ = 1 – VIN
V1 = 1 –
VPV
V1 = 1 −
194,4
520 = 0,63 (3.36)
Bobine LPV1:
Atendendo ao esquema elétrico do conversor, Figura 3.25, verifica-se que a corrente que
percorre a bobine corresponde à corrente proveniente do PV (IL = IMP = 39,1 A), assim a
equação 3.15 pode ser reescrita de forma a obter o valor do tremor da corrente IL da
seguinte forma:
∆𝐼𝐿 = 𝐼𝑀𝑃 × (10%) = 3,91 A (3.37)
Consequentemente a bobine LPV1 terá um valor de:
𝐿𝑃𝑉1 =δ.VPV
fc . ∆IL =
0,63 × 194,4
(20×103) × 3,91 = 1,6 mH (3.38)
Condensador CPV1:
O valor do condensador CPV1 de saída do conversor é dado por:
𝐶𝑃𝑉1 =VDC . δ
fc . ∆VDC . RPV =
0,63 × 520
(20×103) × 40 ×50 = 8,14 x 10-6 F (3.39)
Analisando o funcionamento conversor redutor verifica-se que este, tal como o conversor elevador,
utiliza dois semicondutores: um IGBT (semicondutor S7) e um díodo (semicondutor S8).
Quando S7 está em condução e S8 ao corte, a tensão aos terminais da bobine VLPV2 é igual a
VLPV2=V1 – VDC, fluindo a corrente IL diretamente de LPV2 para CPV2, enquanto na situação contrária a
tensão na bobine toma o valor de VLPV2 = – VDC, não existindo transferência de energia do conversor
elevador para o conversor redutor, o que origina a diminuição da tensão na saída tal como pretendido.
Considerando novamente, que os dois estados de funcionamento dos semicondutores do conversor
podem ser representados por uma variável (𝜑), a qual indica o estado destes, temos:
→ S7: Corte e S8: Conduz
→ S7: Conduz e S8: Corte
𝜑 =
𝜑 = 0: 𝑉𝐿(𝑡) = V1 − VDC (0 < t < δT)
𝜑 = 1: 𝑉𝐿(𝑡) = − VDC (δT < t < T)
(3.40)
56
Tal como no caso do conversor elevador, sabendo que o valor médio da tensão na bobine é nulo
em regime permanente, temos que:
𝑉𝐿(𝑡) =1
𝑇[∫ (V1 − VDC) 𝑑𝑡 + ∫ (− VDC)
𝑇
δT𝑑𝑡
δT
0] = 0 ⇔
δ = V𝐷𝐶
V1 (3.41)
É então possível realizar o dimensionamento dos componentes do conversor:
Duty cycle:
δ = VDC
V1 =
400
520 = 0,769 (3.42)
Bobine LPV2:
Assumindo um valor do tremor da corrente IL igual ao do conversor elevador, isto é,
∆ IL=3,91 A, podemos calcular o valor da bobine LPV2 através de:
𝐿𝑃𝑉2 =VDC (1−δ )
fc . ∆IL =
400 (1− 0,769)
(20×103) × 3,91 = 1,18 mH (3.43)
Condensador CPV2:
O valor do condensador CPV2 de saída do conversor é dado por:
𝐶𝑃𝑉2 =VDC (1−δ )
fc2 . 8 . LPV2 . ∆VDC
= 400 (1−0,769 )
(20×103)2 × 8 .(1,18×10−3) × 40 = 6,1094 x 10-7 F (3.44)
3.4.3 Simulação do sistema de geração fotovoltaica
A construção de todo o SGPV pressupõe que o PV desenvolvido se encontra a funcionar no seu
ponto de máxima potência devido ao controlo efetuado pelo sistema de MPPT desenvolvido. De forma
a confirmar que isto se verifica são apresentadas a formas de onda da tensão e corrente à saída do PV
na Figura 3.26, as quais correspondem também à tensão de entrada do conversor elevador.
Figura 3.26 – Tensão e corrente fornecidas pelo PV ao sistema
Tensão e corrente de saída do PV: VPV e IPV
Te
nsão [V
], C
orr
ente
[A
]
Tempo [s]
220
140
180
200
0
40
20
160
120 100 80 60
0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1
VPV
IPV
57
Analisando as formas de ondas apresentadas na Figura 3.26, verifica-se que o sistema MPPT
encontra-se a realizar o controlo pretendido, uma vez que, quer a tensão VPV, quer a corrente IPV se
encontram a oscilar em torno dos valores de operação característicos para ponto de máxima potência
do PV. É no entanto de realçar, a existência de uma variação de ∆IPV = ±4 A e de ∆VPV = ±10 V em
relação aos valores previstos teoricamente, uma vez que estas podem ter influência nos valores obtidos
à saída dos conversores.
Atendendo agora à saída do conversor elevador, é importante salientar que os valores aí verificados
são fortemente influenciados pelo valor por carga existente no DC BUS. Desta forma, o valor
estabelecido para V1 de 520 V corresponde apenas a um valor de referência, utilizado para realizar o
dimensionamento e testar o funcionamento do SGPV, sendo o valor deste reajustado para cada carga
pelo sistema. Na Figura 3.27 são apresentadas a corrente e tensão à saída do conversor elevador.
Realizando uma análise à potência fornecida pelo PV, tendo em conta os valores apresentados por
VPV e IPV na Figura 3.26 e ao valor teórico apresentado em 3.4.1 de PMAX = 7,601 kW, temos que o valor
máximo de potência teoricamente disponível à saída do conversor elevador, considerando que este
tem um rendimento de 95 %, é dado por:
P1(MAX) = (0,95) x Pmax = 7,221 kW (3.45)
Assim, considerando os valores máximos apresentados por V1 e I1 na Figura 3.27, temos:
P1(MAX) = V1(MAX) x I1(MAX) = 554 x 12 = 6,648 kW (3.46)
Corr
ente
[A
]
Tempo [s]
Tempo [s]
Te
nsão [V
]
Figura 3.27 – Tensão e corrente à saída do conversor elevador
Tensão à saída do conversor elevador DC/DC: V1
Corrente à saída do conversor elevador DC/DC: I1
500
300
100
200
0
600
400
10
8
2
6
0
4
12
14
16
18
V1
I1
0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5
0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5
58
Pelo que é possível afirmar que o conversor se encontra a funcionar dentro dos limites teóricos
previstos. No que diz respeito ao funcionamento do conversor redutor DC/DC, é possível verificar na
Figura 3.28 que a tensão verificada na bobine LPV2 corresponde ao esperado teoricamente (equação
3.40).
Quanto à saída do conversor, nesta é obtida uma tensão que varia em torno dos 400 V, tal como
pretendido, a qual é controlado por um sistema semelhante ao utilizado pelo SAE. Já no que diz respeito
à uma corrente que circula no barramento, esta tem um valor próximo dos 4 A, o qual é diretamente
influenciado com o valor da carga utilizada no DC BUS. Assim, caso se pretenda que a corrente
disponível no barramento seja superior basta uma redução da sua carga. Na Figura 3.29 são
apresentadas a tensão e corrente no barramento DC.
Variação da tensão na bobine: LPV2
Tempo [s]
VL
-VDC
V1 – VDC
Te
nsão [V
]
Figura 3.28 - Variação da tensão na bobine LPV2
0,43624 0,43626 0,43628 0,4363 0,43632 0,43634 0,43636
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
Tempo [s]
Tempo [s]
Te
nsão [V
] C
orr
ente
[A
]
Figura 3.29 – Tensão e corrente à saída do conversor redutor: DC BUS
VDC
IDC
Tensão no DC BUS: VDC
Corrente no DC BUS: IDC
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2
450
400
300
150
100
50
250
200
0
350
3,5
3
2
0,5
1,5
1
0
2,5
4,5
4
59
3.5 Controlo dos conversores DC/DC de ligação ao DC BUS
Pretende-se que a tensão no barramento da estação seja mantida em torno dos 400 V, de forma a
permitir carregamentos rápidos dos EVs, Para que tal seja possível foi construído um sistema de
controlo que realiza a comparação entre a tensão de referência (VRef = 400 V) e a tensão medida em
cada instante no barramento (VDC), sendo criado um sinal de erro, e(t), o qual é controlado por um bloco
Proporcional Integral Derivativo (PID) de forma a poder ser comparado com uma onda triangular de
frequência igual a 20 kHz que varia no intervalo [0;1]. Na Figura 3.30 é apresentado o esquema de
blocos de Simulink utilizado para construir a malha de controlo da tensão no barramento DC.
O sinal de erro criado através da comparação dos sinais VRef e VDC deverá oscilar no intervalo de
valores [-20;20], tendo em conta o valor estabelecido para a variação da tensão no barramento de
∆VDC= 40 V, quer no caso do sistema de armazenamento de energia, quer no caso do sistema de
geração fotovoltaica.
O sinal de erro gerado corresponde à entrada de um controlador PID, o qual realiza os cálculos
necessário de forma a minimizar o sinal de erro permitindo a sua comparação com a onda triangular
gerada, a qual tem uma amplitude entre [-1;1].
A saída do conversor PID é obtida através da seguinte equação:
𝑢(𝑡) = Kp. 𝑒(𝑡) + Ki. ∫ 𝑒(𝑡) 𝑑𝑡 + Kd.d 𝑒(𝑡)
dt
t
0 (3.47)
Onde:
Kp = Ganho proporcional;
Ki = Ganho integral;
Kd = Ganho derivativo;
No sistema de controlo desenvolvido optou-se por definir o valor de Kd como zero, funcionado o
controlador PID apenas com um controlo proporcional integral, onde o controle proporcional assume
maior preponderância uma vez que é o responsável por ajusta a variável de controlo de forma
proporcional ao erro.
Figura 3.30 - Malha de controlo da tensão no barramento DC dos SAE e SGPV
ERRO SINAL DE
SINAL DE CONTROLO
e(t) u(t)
fT = 20 kW
60
Tomando como exemplo o funcionamento do controlo efetuado ao conversor elevador de ligação
entre o banco de baterias e o DC BUS, temos que, sempre que o sinal de erro é negativo, o sistema
de controlo responde através do envio do sinal de controlo g = 1 ao semicondutor S1 do conversor
DC/DC, o qual faz com que este passe ao estado de condução e exista um aumento da tensão à saída
do conversor. Caso o sinal de erro seja positivo, o sistema de controlo terá o comportamento inverso,
isto é, o sinal de controlo irá ser g = 0, provocando a passagem do semicondutor S1 do conversor ao
corte e à consequente queda de tensão na saída do conversor.
Resumindo temos:
𝑒(𝑡) < 0 → Sinal de controlo: 𝑔 = 1 ; 𝑆1: 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢çã𝑜 → 𝑉𝐷𝐶 ↑
𝑒(𝑡) > 0 → Sinal de controlo: 𝑔 = 0 ; 𝑆2: 𝐶𝑜𝑟𝑡𝑒 → 𝑉𝐷𝐶 ↓ (3.48)
Na Figura 3.31 são apresentados o sinal de controlo e o sinal de erro do sistema de armazenamento
de baterias durante o seu funcionamento, nesta é possível verificar o processo descrito anteriormente.
O processo realizado quer no controlo do conversor redutor-elevador do supercondensador do SAE,
quer no controlo do conversor redutor do SGPV é semelhante ao descrito anteriormente para o caso
do conversor elevador do sistema do banco de baterias do SAE, pelo que não é apresentado uma
descrição detalhada dos mesmos.
Figura 3.31 - Sinal de controlo do sistema de controlo e a sua influência no sinal de erro
e(t)
g
Sinal de controlo e Sinal de erro do sistema de controlo
Tempo [s]
-30
-20
-10
0
20
30
10
0,0309 0,03092 0,03094 0,03096 0,03098 0,031 0,03102 0,03104
1
0
0,6
0,2
0,8
0,4
0,0309 0,03092 0,03094 0,03096 0,03098 0,031 0,03102 0,03104
Err
o [V
]
61
3.6 Sistema de carregamento de veículos
O bloco de carregamento dos EV’s é responsável pela ligação entre o barramento DC e a bateria
do veículo em carregamento na estação. Este é geralmente composto por um conversor DC/DC
bidirecional de forma a permitir que o trânsito de energia seja efetuado, quer no sentido do barramento
para o veículo (Grid-to-Vehicle - G2V), quer no sentido do veículo para o barramento (Vehicle-to-Grid -
V2G).
No modelo desenvolvido nesta dissertação, tendo em conta a localização isolada da FCEVS, a
implementação de um carregamento V2G não é realista, assim apesar da utilização de um conversor
bidirecional neste sistema, o carregamento no sentido V2G encontra-se bloqueado, tal como será
descrito mais à frente.
Na Figura 3.32 é apresentado o esquema geral do sistema de carregamento de EV’s utilizado.
De forma a realizar simulação do comportamento da bateria do EV, foi novamente utilizado o modelo
existente no Simulink, porém numa tentativa de tornar mais realista a simulação optou-se por recorrer
aos dados fornecidos pela Nissan sobre a bateria utilizada por um dos EVs mais vendidos de sempre:
o Nissan LEAF (Anexo D). Esta corresponde a uma bateria de iões de lítio e os parâmetros utilizados
no modelo de Simulink são apresentados na Tabela 3.6.
LEV
S10
Cfiltro
Bateria do
veículo elétrico
VDC
DC BUS
S9
ICH
IDC
Figura 3.32 - Esquema geral do sistema de carregamento de veículos elétricos
62
Tabela 3.6 – Parâmetros do modelo de Simulink utilizados para a bateria do EV
3.6.1 Conversor redutor-elevador DC/DC de carregamento
É utilizado um conversor bidirecional DC/DC do tipo redutor-elevador, uma vez que, efetuando uma
comparação deste com, por exemplo, um conversor DC/DC Dual Active Bridge ou um conversor DC/DC
de 3 níveis elevador-redutor, este requer a utilização de um menor número de componentes (conversor
mais “simples”), necessitando apenas de um sistema de geração de sinais de controlo bastante
simples. O conversor utilizado corresponde no entanto a um circuito volumoso e um pouco dispendioso
devido à utilização de uma bobine de elevada corrente. Na Figura 3.33 é apresentado o esquema geral
do sistema de carregamento EV.
O conversor utilizado caracteriza-se por trabalhar como um redutor de tensão no modo de carga
(modo G2V) e como elevador de tensão no sentido inverso (modo V2G). No modo de carga, o
semicondutor S10 encontra-se desligado enquanto o semicondutor S9 liga e desliga consoante o sinal
de controlo que lhe é fornecido. O valor de tensão e corrente aos terminais da bateria do EV depende
do valor do fator de ciclo (duty cycle). No funcionamento em modo de descarga S9 encontra-se
desligado e S10 ligado, comutando consoante o sinal de controlo recebido.
BATERIA EV: NISSAN LEAF
Tipo de Bateria: Iões de Lítio
Tensão Nominal VN(EV) 360 V
Capacidade Nominal CN(EV) 66,6 Ah
Corrente Nominal de Descarga IN(EV) 28,9565 A
Resistência Interna RINT 0,054 Ω
ICH
VDC
SISTEMA DE CONTROLO
BATERIA DO EV
Cfiltro LEV
S9
S10
Figura 3.33 - Modelo de Simulink do sistema de carregamento
ICH
IDC
63
Tal como referido no início desta secção apenas o funcionamento em modo de carga é considerado,
uma vez que o funcionamento em modo de descarga é irrealista tendo em conta a localização da
FCEVS, assim apenas são apresentadas as equações para o dimensionamento do conversor a
funcionar no modo de carga.
Considera-se que os semicondutores têm uma frequência de comutação fc = 20 kHz, temos que:
Bobine LEV:
De forma a dimensionar a bobine LEV é necessário definir um valor máximo para a variação
da corrente de carregamento (ICH). Assim definiu-se que:
∆𝐼𝐶𝐻(𝑀𝐴𝑋) = 5 A (3.49)
Assim, tendo em conta a equação 3,49, a bobine LEV será dada por:
𝐿𝐸𝑉 =VDC
4 × fc . ∆ICH(𝑀𝐴𝑋) =
400
4 ×(20×103) × 5 = 0,01 H (3.50)
64
3.6.2 Controlo do sistema de carregamento
Juntamente com o conversor foi criado um sistema de controlo de forma a determinar o modo de
funcionamento deste, consoante as condições em que se encontra a bateria do EV ligado à estação de
carregamento.
Quando o EV é ligado à FCEVS, o sistema de carregamento começa por detetar o SOC da bateria
do veículo, de forma a decidir se deve iniciar o modo de carga ou descarga da bateria. Tendo em conta
que o tempo de vida de uma bateria é prolongada caso sejam evitadas as cargas e descargas
completas da mesma, foi estabelecido uma percentagem máxima de 80 % até à qual a estação carrega
a bateria dos EVs.
Assim, caso o sistema de carregamento verifique que a bateria tenha um valor igual ou superior a
80 % do seu SOC é ativado o modo de descarga, o qual se carateriza pelo “bloqueio” do sistema de
carregamento, isto é, os semicondutores S9 e S10 ficam ao corte e não existe qualquer corrente
transferida para a bateria. Caso a bateria do EV tenha um SOC menor que 80 % é ativado o modo de
carregamento, O modo de carregamento possui, por sua vez 2 sub-modos: um modo de carregamento
rápido, que é utilizado nos carregamentos em que a bateria tem um SOC inferior a 70 % e utiliza uma
corrente de carregamento ICH = 20 A, e um modo de carregamento lento, utilizado quando a bateria
possui um SOC no intervalo SOC = [70;80[ % que se carateriza por utilizar uma corrente de
carregamento ICH = 5 A. Esta transição para um valor de corrente mais reduzido, à medida que o valor
do SOC vai aumentando está também ela associada com a preservação das baterias dos EV’s.
Na Figura 3.34, é apresentado o fluxograma com as várias decisões tomadas pelo sistema de
controlo durante um carregamento.
O código de MATLAB desenvolvido para implementação do sistema de controlo apresentado pode
ser consultado no Anexo F da dissertação.
Figura 3.34 - Fluxograma descritivo do controlo do sistema de carregamento
- I(MAX)CHARGE = 20 A
- I(MAX)CHARGE = 5 A
65
3.6.3 Simulação do sistema de carregamento
Para testar o funcionamento do modelo de carregamento de veículos e do sistema de controlo por
este utilizado, são efetuadas 3 simulações distintas, nas quais é alterado o SOC inicial da bateria do
EV que se pretende carregar. A tensão de entrada do conversor corresponde a uma tensão contínua
de 400V, nas três situações, de forma a simular a tensão do barramento DC.
Teste 1: SOC = 20 % Modo de Carregamento: Carregamento Rápido
Na primeira simulação efetuada o SOCINICIAL da bateria do EV é de 20 %, situação em que se utiliza
o modo de carregamento rápido da bateria, recorrendo para tal a uma corrente de carregamento
máxima de ICH = 20 A. Na Figura 3.35 são então apresentadas as formas de onda da tensão aos
terminais da bateria, da corrente utilizada no seu carregamento e da evolução do SOC da bateria.
Tempo [s]
SOC da bateria do EV
Tempo [s]
SOC
ICH
VBAT(EV)
SO
C [%
]
Tensão aos terminais da bateria do EV: VBAT(EV)
Tempo [s]
Te
nsão [V
] C
orr
ente
[A
]
Figura 3.35 - SOCINICIAL= 20 %: Tensão aos terminais da bateria, corrente de carregamento e a evolução do SOC
Corrente de carregamento: ICH
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
4,88186 4,88188 4,8819 4,88192 4,88194 4,88196 4,8898 4,882 4,88202 4,88204
20,18
20,14
20,1
20,06
20,02
20,12
20,08
20
20,04
20,16
363
361,8
362,2
20
362
362,4
362,6
362,8
0
4
2
6
16
18
12
14
8
10
66
Teste 2: SOC = 75 % Modo de Carregamento: Carregamento Lento
Considerando agora um SOCINICIAL da bateria do EV de 75 %, encontramo-nos na situação de
carregamento lento da bateria, a qual se caracteriza por uma corrente de carregamento máxima de
ICH= 5 A. Tal como na situação anterior, são apresentadas as formas de onda da tensão aos terminais
da bateria, da corrente utilizada no carregamento da bateria e a evolução do seu SOC ao longo do
carregamento, de forma a confirmar o correto funcionamento do modelo (Figura 3.36).
Atendendo aos resultados obtidos para ambos os carregamentos, verifica-se o correto
funcionamento do sistema de controlo da corrente de carregamento, através da limitação do valor da
corrente, e confirma-se ainda de que no carregamento rápido existir uma maior percentagem de bateria
Tempo [s]
SOC da bateria do EV
Tempo [s]
SOC
ICH
VBAT(EV)
SO
C [%
]
Tensão aos terminais da bateria do EV: VBAT(EV)
Tempo [s]
Te
nsão [V
] C
orr
ente
[A
]
Figura 3.36 - SOCINICIAL= 75 %: Tensão aos terminais da bateria, corrente de carregamento e a evolução do SOC
Corrente de carregamento: ICH
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
7,45526 7,45527 7,45528 7,45529 7,4553 7,45531 7,45532 7,45533 7,45534 7,45535
5
4
4,5
3
3,5
2,5
2
1
1,5
0,5
0
75,035
75,025
75,015
75,005
75,03
75,02
75
75,01
75,04
363,35
363,3
363,25
363,2
363,15
363,1
263,05
67
carregada do que no carregamento lento, devido ao maior valor da corrente de carregamento utilizada.
Por outro lado, é ainda importante referir o valor de tensão verificado aos terminais da bateria do EV
durante o carregamento. Este corresponde a um valor próximo da tensão nominal, verificando-se um
ligeiro desvio em relação aos 360 V, devido aos parâmetros internos do modelo de Simulink da bateria.
Teste 3: SOC = 95 % Modo de Descarga
Nesta última situação, o SOCINICIAL da bateria do EV tem um valor de 95 %, ou seja, a bateria tem
mais que 80 % da sua carga, o que implica que a estação entra no denominado modo de descarga,
não existindo variação do valor do SOC, uma vez que não existe transferência de potência em nenhum
dos sentidos (ICH = 0 A), tal como se pode observar na Figura 3.37.
Tempo [s]
Tensão aos terminais da bateria do EV (VBAT(EV)) / Corrente de carregamento (ICH)
Tempo [s]
Te
nsão [V
] /
Corr
ente
[A
]
Figura 3.37 - SOCINICIAL= 95 %: Tensão aos terminais da bateria e corrente de carregamento
VBAT(EV)
ICH
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
100
50
150
0
200
250
300
350
68
69
4 . Funcionamento da Estação de Carregamento
Ao longo desta dissertação foi apresentada a caracterização dos sistemas individuais constituintes
da FCEVS e, em simultâneo foram ainda apresentados, quer os modelos de simulação
correspondentes, quer os resultados obtidos para o funcionamento de cada sistema.
Pretende-se agora analisar o funcionamento do sistema de forma global. Para tal, neste capítulo
são apresentados os resultados das simulações do sistema, obtidos em diferentes situações de
funcionamento do mesmo, tais como: alteração do valor da carga do DC BUS, falha no funcionamento
de um dos sistemas constituintes da FCEVS e comportamento da estação perante diferentes SOC do
EV. De forma a aproximar os resultados obtidos de situações reais, nos cenários simulados neste
capítulo são utilizadas cargas RL no barramento DC, ao contrário das cargas puramente resistivas
utilizadas na simulação individual de cada sistema.
4.1 Cenário 1: Funcionamento do sistema global
Neste primeiro cenário de simulação considera-se:
Funcionamento “normal” da FCEVS: todos os sistemas encontram-se conectados ao DC
BUS e contribuem para o carregamento do EV.
SOCInicial do EV: 20 %.
Carga do DC BUS: Carga RL: R= 500 Ω L= 2 mH, no intervalo de tempo [0;2,5[ s.
Carga RL: R= 100 Ω L= 2 mH, no intervalo de tempo [2,5;5] s.
De forma a analisar o funcionamento do sistema são então apresentadas as formas de onda da
corrente e tensão, quer no barramento DC, quer à saída de cada um dos sistemas individuais, de forma
a compreender qual a sua contribuição durante os carregamentos. Começando por analisar as tensão
e corrente verificadas no DC BUS, verifica-se que a tensão varia, tal como esperado, em torno dos 400
V, sendo que o valor da variação de ∆VDC é influenciado pelo valor da carga do barramento, uma vez
que após a redução do valor da carga na resistência é possível observar um pequeno aumento na
variação desta (Figura 4.1).
Te
nsão [V
]
450
Figura 4.1 – Tensão no DC BUS
Tempo [s]
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
VDC
Tensão no DC BUS: VDC
400
300
150
100
50
250
200
0
350
500
70
Já no que diz respeito à corrente fornecida ao sistema de carregamento, Figura 4.2, verifica-se que
esta devido ao valor de 20 % do SOCInicial da bateria do EV é controlada de forma a não ultrapassar os
20 A durante o carregamento, existindo no entanto um pequeno pico de corrente, a quando da variação
da carga do DC BUS.
Assim, atendendo às variações observadas na VDC e IDC é obtida uma potência à entrada do sistema
de carregamento (PDC) que atinge os 9 kW, tal como se pode observar na Figura 4.3.
A tensão no barramento DC corresponde à tensão saída de cada um dos sistemas a este ligado, no
entanto, o mesmo não acontece com a corrente. É então importante analisar a contribuição que cada
um dos sistemas tem para o valor de corrente verificado no DC BUS, assim, na Figura 4.4, são
apresentadas as formas de onda da corrente à saída do SAE (ISAE), do SGPV (ISGPV) e do sistema de
ligação à rede (IRET). Nesta é possível verificar a compensação efetuada pelos diferentes sistemas de
forma a equilibrar a quantidade de corrente pedida a cada um. A corrente disponibilizada para o
carregamento acaba por não corresponder exatamente ao valor da soma das correntes apresentadas
na Figura 4.4, uma vez que existe sempre uma pequena quantidade de corrente que percorre a carga
RL, não sendo disponibilizada para o carregamento da bateria do EV.
Corr
ente
[A
]
20
Figura 4.2 – Corrente no DC BUS
Tempo [s]
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
Corrente no DC BUS: IDC
IDC
0
18
10
2
4
6
8
12
16
14
Potê
ncia
[W
]
9000
Figura 4.3 – Potência no DC BUS
Tempo [s]
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
PDC
Potência no DC BUS: PDC
0
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
71
Finalmente, considerando a evolução das grandezas verificadas na bateria do EV é apresentada a
evolução do SOC da bateria ao longo do carregamento efetuado, Figura 4.5, e a tensão e corrente aos
terminais da bateria, Figura 4.6.
Figura 4.4 – Correntes à saída dos sistemas individuais de fornecimento de potência ao DC BUS
Corrente à saída do SGPV: ISGPV
Corrente à saída do retificador de ligação à rede: IRET
Corrente à saída do SAE: ISAE
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
Corr
ente
[A
] C
orr
ente
[A
] C
orr
ente
[A
]
ISAE
IRET
ISGPV
40
20
10
-10
20
30
40
20
10
0
-10
-20
-30
-40
10
0
0
50
Tempo [s]
30
Figura 4.5 – SOC da bateria do EV
Tempo [s]
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
SOC
SOC da bateria do EV
20
20,005
20,01
20,015
20,02
20,025
20,03
SO
C [%
]
72
Verifica-se então que a tensão ao terminais da bateria durante o seu carregamento toma um valor
em torno do seu valor nominal, enquanto a corrente, tal como esperado devido ao controlo efetuado,
encontra-se limitada a 20 A. No momento em que ocorre a variação do valor da carga do DC BUS,
devido ao valor significativamente menor da carga resistiva, existe um aumento da variação de ICH.
Consequentemente a potência transferida durante o carregamento da bateria vai assumir a forma de
onda apresentada na Figura 4.7, onde também é possível verificar esta variação a quando a alteração
do valor da carga. O valor máximo de obtido para a potência de carregamento do EV é 7,4 kW.
Figura 4.6 – Corrente e tensão aos terminais da bateria do EV
Tensão aos terminais da bateria do EV: VEV
Corrente de carregamento da bateria do EV: ICH
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
Te
nsão [V
] C
orr
ente
[A
]
ICH
VEV
15
10
5
20
358
360
362
364
356
354
352
20
Tempo [s]
Potê
ncia
[W
]
Figura 4.7 – Potência transferida para a bateria do EV
Tempo [s]
PEV
Potência transferida para a bateria do EV
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
73
4.2 Cenário 2: Falha no SAE e mudança de carregamento rápido
para carregamento lento
A situação simulada neste segundo cenário consiste em:
Inicialmente todos os sistemas da FCEVS encontram-se em funcionamento, no entanto a
partir do instante t = 1,25 s é considerado que o sistema de SAE não possui capacidade
para fornecer mais potência ao sistema, desligando-se.
SOCInicial do EV: 69,982 %, o que origina que durante a simulação ocorra a passagem do
método de carregamento rápido para o método de carregamento lento.
Carga do DC BUS: Carga RL: R = 250 Ω e L= 2 mH.
Na Figura 4.8 é apresentado o funcionamento do SAE ao longo do cenário simulado, nesta é
possivel visualizar que este apenas fornece potência ao DC BUS durante os primeiros 1,25 s, o que irá
influênciar o funcionamento da FCEVS no restante periodo de simulação, tal como será de seguida
analisado.
O outro fator que irá influênciar significativamente o funcionamento da FCEVS durante este cenário
é o SOC da bateria do EV, uma vez que este, tal como é possível observar na Figura 4.9, irá atingir os
70 % durante a simulação, o que leva a que o sistema de controlo do sistema de carregamento altere
o valor limite da corrente ICH para 5 A.
Figura 4.8 – Corrente à saída do SAE
Corrente à saída do SAE: ISAE
Corr
ente
[A
]
ISAE
0
15
10
5
25
20
35
30
40
Tempo [s]
Figura 4.9 – SOC da bateria do EV
Tempo [s]
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
SOC
SOC da bateria do EV
Carregamento Lento
Carregamento Rápido
69,996
69,985
69,99
69,995
70
70,005
SO
C [%
]
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
74
Devido aos dois fenómenos anteriormente referidos, quer a tensão VDC, quer a corrente IDC irão
sofrer alterações na sua forma de onda consoante a situação em que a FCEVS se encontra. Na Figura
4.10 é apresentada a forma de onda da tensão VDC, a qual se mantem a oscilar em torno dos 400 V tal
como pretendido, no entanto é possível observar que nos instante t1 = 1,25 s e t2 = 2,549 s, o sistema
realiza uma adaptação às novas condições de funcionamento, alterando o seu valor de ∆VDC.
Por sua vez a corrente disponibilizada para carregamento pelo DC BUS é apresentada na Figura
4.11 e tal como era de esperar é possível verificar a redução do valor máximo de IDC de 20 A para 5 A
a partir do momento em que é atingindo um SOC de 70 %. De salientar ainda também, a existência de
uma pequena alteração na corrente IDC provocada pelo fim de fornecimento de potência por parte do
SAE, a qual pode ser vista na secção em destaque na Figura 4.11.
Te
nsão [V
]
Figura 4.10 – Tensão no DC BUS
Tempo [s]
VDC
Tensão no DC BUS: VDC
t2
t1
400
300
100
200
0
500
Corr
ente
[A
]
20
Figura 4.11 – Corrente no DC BUS
Tempo [s]
Tempo [s]
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
1,2 t1= 1,25 1,3
Corrente no DC BUS: IDC
IDC
0
0
5
15
10
5
20
15
10
Corr
ente
[A
]
25
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
75
Atendendo às formas de ondas apresentadas para a tensão e correntes no DC BUS é obtida a
potência disponível para carregamento, a qual é apresentada na Figura 4.12, e tem como valores
máximos:
∆T1 = [0;1,25]: PDC(MAX) = 9,0 kW
∆T2 = [1,25; 2,549]: PDC(MAX) = 8,9 kW
∆T3 = [2,549;5]: PDC(MAX) = 2,2 kW
Na Figura 4.13, são apresentadas as correntes à saída do SGPV e à saída do sistema de ligação à
rede, nesta é possível observar a resposta destes sistemas às alterações que vão sendo verificadas
ao longo da simulação.
Potê
ncia
[W
]
9000
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
PDC
Potência no DC BUS: PDC
0
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
Figura 4.12 – Potência no DC BUS
Tempo [s]
Figura 4.13 – Corrente à saída do SGPV e do sistema de ligação à rede: resposta dos sistemas às alterações verificadas
Corrente à saída do SGPV: ISGPV
Corrente à saída do retificador de ligação à rede: IRET
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
Corr
ente
[A
] C
orr
ente
[A
]
IRET
ISGPV
30
20
10
0
-20
20
10
0
-10
-20
-30
-40
-10
30
Tempo [s]
76
No que diz respeito à tensão ao terminais da bateria do EV, esta tal como no cenário apresentado
em 4.1 vai oscilar em próximo do seu valor nominal, verificando-se no entanto uma menor oscilação
deste valor a partir do momento em que o SAE se desliga e uma ligeira redução do valor atingido
quando o carregamento efetuado passa a ser efetuado no modo lento. Quanto à corrente ICH esta
apresenta um comportamento semelhante ao descrito para a tensão VEV e respeitando os limites
impostos pelo controlador em cada modo de carregamento. Estas formas de ondas podem ser
observadas na Figura 4.14.
Como resultado dos valores apresentados pelas formas de ondas apresentadas na Figura 4.14, é
obtida uma potência de carregamento do EV de valor máximo igual a 7,4 kW durante o período de
carregamento rápido e de valor máximo de 1,9 kW durante o período de carregamento lento, tal como
é possível verificar na Figura 4.15.
Figura 4.14 – Corrente e tensão aos terminais da bateria do EV
Tensão aos terminais da bateria do EV: VEV
Corrente de carregamento da bateria do EV: ICH
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
Te
nsão [V
] C
orr
ente
[A
]
ICH
0
VEV
15
10
5
352
20
354
358
360
362
364
25
356
Tempo [s]
Potê
ncia
[W
]
Figura 4.15 – Potência transferida para a bateria do EV
Tempo [s]
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
PBAT
Potência transferida para a bateria do EV
0
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
77
4.3 Cenário 3: Funcionamento em caso de falha na rede
Neste último cenário de simulação temos:
Funcionamento “normal” da FCEVS durante os primeiros 2,5 s instante em que ocorre
uma falha na rede elétrica monofásica que alimenta a estação de carregamento e obriga
a que exista apenas transferência de potência para o DC BUS a partir do SGPV e do SAE,
Figura 4.16.
SOCInicial do EV: 50 %.
Carga do DC BUS: Carga RL: R = 250 Ω e L = 2 mH.
Como consequência da falha existente na rede elétrica, as formas de ondas da tensão e corrente
no barramento DC sofrem uma alteração. No caso da tensão VDC, Figura 4.17, é possível verificar que
após se ter verificado a falha na rede elétrica a sua forma de onda sofre uma distorção, perdendo o seu
aspeto aproximadamente sinusoidal, no entanto devido ao controlo efetuado no DC BUS esta continua
a oscilar em torno do valor estabelecido de 400 V.
Figura 4.16 – Corrente à saída do sistema de ligação à rede
Corrente à saída do sistema de ligação à rede: IRET
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
Corr
ente
[A
]
IRET
0
15
10
5
25
20
35
30
40
Tempo [s]
Te
nsão [V
]
450
Figura 4.17 – Tensão no DC BUS
Tempo [s]
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
VDC
Tensão no DC BUS: VDC
400
300
100
50
250
200
0
350
500
150
78
Por sua vez, a corrente IDC será influenciada pela resposta do SGPV e do SAE à falha ocorrida na
rede elétrica. Atendendo às formas de ondas da ISAE e da ISGPV, Figura 4.18, verifica-se que estes
sistemas irão compensar a falha existente através de um aumento da corrente pedida ao SAE.
Como resultado das formas de ondas apresentadas na Figura 4.18, temos então a corrente IDC,
Figura 4.19, onde se verifica que após a falha na rede elétrica passam a existir picos de corrente
negativos, de valor já significativo para o carregamento do EV.
Considerando os sinais de IDC e VDC, é então obtida a potência disponível para carregamento no
barramento DC apresentada na Figura 4.20, Esta atinge um valor máximo de PDC(MAX)= 9,4 kW e devido
aos valores negativos registados pela corrente IDC após se verificar a falha na rede vai também tomar
Corr
ente
[A
]
20
Figura 4.19 – Corrente no DC BUS
Tempo [s] 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
Corrente no DC BUS: IDC
IDC
0
15
10
5
-5
Figura 4.18 – Corrente à saída do SGPV e do sistema SAE
Corrente à saída do SGPV: ISGPV
Corrente à saída do SAE: ISAE
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
Corr
ente
[A
] C
orr
ente
[A
]
ISAE
ISGPV
30
20
10
20
10
0
-10
-20
-30
-40
30
-50
50
40
0
Tempo [s]
79
valores negativos com um mínimo de PDC(MIN)= - 2 kW.
A consequência dos valores negativos atingidos pela corrente IDC, e consequentemente PDC, é que
durante o carregamento dos EVs existirão curtos intervalos de tempo em que a corrente irá fluir no
sentido contrário ao pretendido, o que leva a que percentagem da bateria carregada, no mesmo
intervalo de carregamento, seja inferior ao valor em funcionamento normal, tal como se pode verificar
comparando as Figuras 4.5 e 4.21. Na Figura 4.21 é ainda possível ver intervalos de tempo em que a
bateria não está a ser carregada.
Potê
ncia
[W
]
Figura 4.20 – Potência no DC BUS
Tempo [s] 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
PDC
Potência no DC BUS: PDC
0
8000
6000
4000
2000
-2000
Figura 4.21 – SOC da bateria do EV
Tempo [s]
Tempo [s]
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
0,52 0,53 0,54 0,55 0,56 0,57 0,58
SOC
SOC da bateria do EV
50
50,005
50,01
50,0033
50,0032
50,0031
50,015
50,02
50,025
50,03
SO
C [%
]
SO
C [%
]
80
Na Figura 4.22, são apresentadas as formas de onda da tensão e corrente aos terminais da bateria
durante o carregamento. Nesta é possível confirmar o referido anteriormente em relação à corrente de
carregamento após a existência da falha na rede elétrica pelos valores negativos que esta apresentada
a partir de t = 2,5 s e que influência diretamente o carregamento do EV.
Por último é apresentada na Figura 4.23 a forma de onda da potência transferida durante o
carregamento do EV. Esta potência encontra-se limitada pelos valores de corrente e tensão
estabelecidos pelo controlo no sistema, tal como nos outros cenários já apresentados, no entanto
devido aos valores de correntes negativos registados neste cenário é possível constatar a existência
de picos de potência negativa neste caso.
Figura 4.22 – Corrente e tensão aos terminais da bateria do EV
Tensão aos terminais da bateria do EV: VEV
Corrente de carregamento da bateria do EV: ICH
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
Te
nsão [V
] C
orr
ente
[A
]
ICH
0
VEV
15
10
5
20
354
358
360
362
364
25
356
-5
Tempo [s]
Potê
ncia
[W
]
Figura 4.23 – Potência transferida para a bateria do EV
Tempo [s]
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
PBAT
Potência transferida para a bateria do EV
0
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
-1000
-2000
8000
81
5 . Conclusões
Nesta dissertação foi proposta um modelo para uma estação de carregamento rápido de veículos
elétricos, a ser instalada em locais isolados, a qual recorre a várias fontes de alimentação e a um
sistema de armazenamento de energia intermédio. As opções tomadas em relação aos componentes
que constituem a estação tiveram em conta as restrições impostas pela sua localização num local
isolado, tais como, as dificuldades de manutenção da estação e as restrições impostas pelo tipo de
rede elétrica acessível. Por outro lado a escolha dos constituintes da estação teve ainda em vista a
possibilidade de construção física da mesma, sendo por isso utilizados componentes acessíveis no
mercado.
O sistema global proposto é constituído por um conjunto de subsistemas responsáveis por fornecer
a energia necessária durante o carregamento e evitar a existência de picos de potência pedida à rede
elétrica.
A estação de carregamento proposta realiza o carregamento dos veículos através de um conversor
DC/DC que faz a interligação entre o EV e um barramento DC, o qual é mantido em torno dos 400 V
através de um sistema de controlo da tensão de saída de cada uma das fontes de energia que lhe
fornecem potência: um sistema de geração fotovoltaica, um sistema de armazenamento de energia
(constituído por um banco de baterias e um supercondensador) e a rede elétrica monofásica. A
interação entre o barramento DC e os dois primeiros é realizada através de conversores DC/DC
(redutores, elevadores e redutores-elevadores) enquanto no caso da rede elétrica é efetuada através
de um transformador linear e de um retificador de onda completa a díodos.
No capítulo 3 da dissertação, cada um dos subsistemas do sistema proposto é apresentado em
detalhe, sendo realizado o dimensionamento dos seus componentes e testado o funcionamento
individualmente, o que permite que, caso se pretenda utilizar um dos subsistemas numa outra solução,
tal é possível. Finalmente, no capítulo 4, são realizados as simulações do sistema global da estação
de carregamento, de forma a validar o seu funcionamento e testar a resposta do mesmo a diferentes
condições de carregamento, entre elas a falha num dos subsistemas que a constituem.
Através das simulações realizadas conclui-se que o sistema se encontra a funcionar de acordo com
o pretendido, funcionando o sistema de armazenamento como ponto de equilíbrio, evitando picos de
de corrente do lado da rede elétrica. Conclui-se ainda, que apesar da resposta a eventuais falhas nos
subsistemas não ser ideal, o sistema tem capacidade de responder se estas ocorrerem e manter o
carregamento do EV de uma forma segura.
Perspetivas de trabalho futuro
Como trabalho futuro, a realização de um estudo económico aprofundado e a construção de um
modelo experimental para o sistema proposto, permitiriam realizar uma comparação com os modelos,
hoje em dia já existentes.
82
Por outro lado, seria benéfico verificar a resposta do sistema à adição de um controlo de corrente
ao sistema de controlo já existente, que fosse também capaz de controlar a corrente fornecida em cada
momento por cada um dos subsistemas, consoante a carga no DC BUS e o SOC do EV que se encontra
em carregamento.
A realização do dimensionamento adequado dos filtros de cada um dos subsistemas, seria também
uma mais valia, uma vez que poderia permitir a redução da distorção existente nas corrente fornecidas
ao sistema.
83
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87
Anexos
Anexo A. Catálogo: Bateria PANASONIC LC-T12105P
A1
71
Anexo B. Catálogo: Supercondensador MAXWELL 160V
A2
72
A3
73
A4
74
A5
75
Anexo C. Catálogo: PV BP SOLAR SX3190W
A6
76
A7
77
Anexo D. Modelo de Simulink do Painel Fotovoltaico (Modelo: 1 Díodo e 3 Parâmetros)
Figura 3 - - Modelo de Simulink do Painel Fotovoltaico (Modelo: 1 Díodo e 3 Parâmetros)
ICC
Figura A.1 - Modelo de Simulink do Painel Fotovoltaico (Modelo: 1 Díodo e 3 Parâmetros)
A8
IPV IPV
VPV
ID
I
Bloco de Memória
ID
IPV
VPV ID ICC
79
Anexo E. Catálogo: Especificações NISSAN LEAF
A9
80
Anexo F. Código do controlo do sistema de carregamento
Figura 4 - Código do controlo do sistema de carregamento
gura 5 - Pico da corrente de carregamento e consequente pico de potência de carregamento
Figura A.2 - Código do controlo do sistema de carregamento
A10
