⚡ Elnät i ett bostadsområde Levande modell

Underlag – modellen bakom siffrorna

Varje samband simulatorn använder, med källa. Konstanter markerade som antaganden är illustrativa kalibreringar.

Hushållens förbrukning följer en dygnsprofil och vädret; varje elbil laddar med 7,2 kW tills den är full.

P_homes = 150 × 2.0 kW × shape(h) × [1 + 0.025·max(0, θa−24) + 0.02·max(0, 15−θa)] × CLPU(t); P_EV = Σ 7.2 kW while plugged and not full[9]Antagande: lastprofil, elbilsdata, matningsledningens impedanser, parametrar för kall-last-återinkoppling och fläktarnas märkeffekt är illustrativa värden för en generisk förortsmatning, inte data från ett verkligt nät.

Toppoljans temperaturstigning närmar sig sitt slutvärde för aktuell last exponentiellt, med en tidskonstant på timmar.

Δθ_TO,U = 55 K · [(K²R+1)/(R+1)]ⁿ; Δθ_TO ← Δθ_TO,U + (Δθ_TO − Δθ_TO,U)·e^(−Δt/τ_TO), τ_TO = 180 min (ONAN) / 150 min (ONAF); R = P_k/P₀ at the rating K is referred to: 5 (ONAN), 5 × 1.33² ≈ 8.8 (ONAF)[1][2]

Lindningens hetaste punkt ligger över oljan och följer strömmen inom några minuter.

Δθ_H,U = 25 K · K^(2m); Δθ_H ← Δθ_H,U + (Δθ_H − Δθ_H,U)·e^(−Δt/(k22·τw)), k22·τw = 8 min; θ_H = θ_A + Δθ_TO + Δθ_H[1][2]Förenkling: hetpunktens stigning följer en enda exponentialfunktion (k21 = 1, tidskonstant k22·τw). Det korta översvinget i den tvåtermiga f2(t) i IEC 60076-7 efter ett plötsligt lasthopp är inte modellerat, så hetpunkten kan tillfälligt visa några kelvin för lågt.

Kylsteg: fläktarna ändrar exponenterna och den märkeffekt som lasten refereras till.

ONAN n = 0.8, m = 0.8; ONAF n = 0.9, m = 0.8 (IEEE C57.91), with K and R referred to the ONAF rating (1.33 × ONAN, R ≈ 8.8)[1][3]Antagande: lastprofil, elbilsdata, matningsledningens impedanser, parametrar för kall-last-återinkoppling och fläktarnas märkeffekt är illustrativa värden för en generisk förortsmatning, inte data från ett verkligt nät.

Isolationens åldring relativt referensen 110 °C; fördubblas ungefär var 6–7 K.

F_AA = exp(15000/383 − 15000/(θ_H + 273)); aged hours = Σ F_AA·Δt; F_EQA = Σ F_AA·Δt / Σ Δt; normal life 180 000 h[1][3][2]

Tomgångsförlust plus lastförlust som ökar med kvadraten på strömmen.

P_loss = P₀ + P_k·K² + r_f·S_b·(|s_d|²/3 + Re(s_d·s_p*) + |s_p|²) + r_tie·S_b·|s_tie|², s_d = distributed load, s_p = far-end block (incl. capacitor); P₀ = 1 kW, P_k = 5 kW[7][2]

Ungefärligt spänningsfall längs transformatorn och matningen.

ΔV ≈ p·r + q·x (pu); distributed load drops ½ of the lumped value; capacitor Q_c raises V by Q_c·x; V_src = 1.02 + 0.02·(0.5 − shape) + tap × 1.25 %[7]Antagande: lastprofil, elbilsdata, matningsledningens impedanser, parametrar för kall-last-återinkoppling och fläktarnas märkeffekt är illustrativa värden för en generisk förortsmatning, inte data från ett verkligt nät.

Spänningsintervall för nätanslutning enligt spänningsstandarderna.

target |V − 1| ≤ 5 % (ANSI C84.1 Range A); Range B −8.3 % / +5.8 %; EN 50160: ±10 % for 95 % of 10-min means[4][5][6]

Skydd: när transformatorn och grannen löser ut.

trip if K ≥ 1.5 for 30 min (accumulated), K ≥ 2.0 at once, or θ_H ≥ 140 °C; neighbour trips if K_B ≥ 1.2 for 30 min; re-energised after 60 min[2]Antagande: inställningen för 30 minuters överlast, det momentana elementet på 2,0 pu och utlösningen vid 140 °C hetpunkt är illustrativa inställningar byggda på IEC 60076-7:s gränser för distributionstransformatorer (1,5 pu normal cyklisk, 2,0 pu kortvarig nödlast, 140 °C hetpunkt). Verkligt skydd använder säkrings- eller reläkurvor.

Efter ett avbrott slår alla termostatstyrda laster på samtidigt; den extra lasten klingar av exponentiellt.

M0 = 1 + 1.4·(1 − e^(−D/90 min)); CLPU(t) = 1 + (M0 − 1)·e^(−t/60 min)[8][1]Antagande: lastprofil, elbilsdata, matningsledningens impedanser, parametrar för kall-last-återinkoppling och fläktarnas märkeffekt är illustrativa värden för en generisk förortsmatning, inte data från ett verkligt nät.

Övriga konstanter som modellen använder.

500 kVA transformer, 30 °C rated ambient (55 K oil + 25 K gradient → 110 °C) · 60 EVs, 6–20 kWh need, arrival ≈ N(18:30, 1 h), depart 07:00 · curtailed charging 3.6 kW · transformer r = 1 %, x = 4 %; feeder r = 4 %, x = 2 %; tie r = 10 %, x = 4 % (500 kVA base) · neighbour 400 kVA, 120 homes, transfer ≤ 40 % · capacitor 150 kvar · tap ±4 × 1.25 % · shedding one 15 % block for 60 min, 120 min lockout, 50 % payback · fans 0.4 kW · ±3 % load noise, ±5 % daily scaleAntagande: lastprofil, elbilsdata, matningsledningens impedanser, parametrar för kall-last-återinkoppling och fläktarnas märkeffekt är illustrativa värden för en generisk förortsmatning, inte data från ett verkligt nät.

Slumpmässighet: en seedad mulberry32-generator; fördelningar som används – likformig, exponentiell (invers CDF), normal (Box–Muller), Poisson (Knuth). Seeden visas och kan delas.

Källor

1. IEEE Std C57.91-2011 — IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers and Step-Voltage Regulators (clause 5 ageing, clause 7 temperature, Annex on cold-load pickup) — IEEE, 2011
2. IEC 60076-7:2018 — Power transformers, Part 7: Loading guide for mineral-oil-immersed power transformers — IEC, 2018
3. Comparison of Loading Guide Standards (IEEE C57.91 and IEC 60076-7): ageing equations, exponents n/m by cooling mode, 180 000 h normal life — IEEE PES Transformers Committee, C57.91 working group
4. ANSI C84.1 — Electric Power Systems and Equipment: Voltage Ratings (60 Hz); Range A service voltage ±5 % (114–126 V on 120 V), Range B 110–127 V — NEMA / ANSI (summarised in USDA Rural Utilities Service guidance), 2020
5. EN 50160:2022 — Voltage characteristics of electricity supplied by public electricity networks, clause 4 low-voltage supply characteristics (clause 4 is not in the free preview, which ends at the scope) — CENELEC, CLC/TC 8X (official preview of the English text via the Slovak national standards body ÚNMS SR, STN EN 50160:2023), 2022
6. A. Klajn, M. Bątkiewicz-Pantuła — Application Note: Standard EN 50160, Voltage characteristics of electricity supplied by public electricity networks (LV supply voltage variations: Un ± 10 % for 95 % of the 10-min mean rms values of each week) — European Copper Institute / Leonardo ENERGY, Publication No. Cu0147, 2013
7. W. H. Kersting — Distribution System Modeling and Analysis (approximate voltage drop, uniformly distributed load, line losses) — CRC Press, 2017
8. C. Hachmann et al. — Cold load pickup model parameters based on measurements in distribution systems (exponential decay model, CLPU factors ≈ 1.9–2.8) — IET Generation, Transmission & Distribution 13(23), 2019
9. SAE J1772 — Electric Vehicle and Plug-in Hybrid Electric Vehicle Conductive Charge Coupler (AC Level 2 charging, e.g. 32 A × 240 V ≈ 7.7 kW) — SAE International, 2017