En résumé, l'étude la plus citée/connu par le Département de l'Énergie des États-Unis sur ce sujet a conclu que l'adoption plus rapide des véhicules électriques nécessitera un peu plus d'investissement dans les réseaux électriques locaux, mais beaucoup moins que ce que les gens pensent, et a également indiqué que l'utilisation intelligente de l'énergie électrique peut aider à économiser 30% de cet investissement. Dans l'étude couvrant cinq États, les auteurs ont estimé un coût d'environ $2,3 milliards avec une charge non gérée et $1,6 milliard avec des charges gérées en dépenses de distribution de 2027 à 2032. Cela équivaut à environ 3% de tout l'argent dépensé par les entreprises de services publics dans ces États pour la distribution dans le délai donné.
La recherche n'est ni une réglementation ni ne signifie que chacune des stations de charge doit installer un nouveau transformateur. L'étude fournit un modèle détaillé de distribution de la charge électrique et d'expansion d'équipement nécessaire à cet effet. Ce document englobe tous les aspects essentiels à considérer lors de l'estimation de la nécessité de mises à niveau des points de charge et des sous-stations dans le cadre du programme de charge des VE du DOE.
En ce qui concerne l'indépendance, Subian Electric est une entreprise de fabrication spécialisée dans la production de transformateurs et de sous-stations. Il n'y a aucun lien entre nous et le Département de l'Énergie et tous les résultats de la recherche du DOE ne peuvent pas être interprétés comme un soutien à une entreprise ou à ses produits, y compris les nôtres.
Ce que le rapport sur la mise à niveau de la distribution de charge des VE du DOE a réellement trouvé
Qui a dirigé l'étude et ce qu'elle a modélisé
Le rapport de l'étude d'impact sur l'électrification des transports multi-états, couramment abrégé en TEIS, a été publié au mois de mars 2024 et produit par le Laboratoire national des énergies renouvelables, le Laboratoire national de Lawrence Berkeley et la société d'analytique de réseau Kevala avec l'assistance du DOE. Les chercheurs ont modélisé la demande d'électricité au niveau des parcelles dans les réseaux de distribution en Californie, en Illinois, à New York, en Oklahoma et en Pennsylvanie, choisies en raison de leurs diverses combinaisons d'espaces urbains et ruraux, de conceptions de réseaux, de technologies de transport de fret et de politiques concernant les VE.
Les auteurs ont comparé deux situations futures pour l'année 2027 et une autre situation assez similaire pour l'année 2032. C'est-à-dire que dans le scénario d'Action, le schéma d'électrification des véhicules progresse à travers l'une des options de conformité aux exigences fédérales en matière d'émissions de véhicules considérées en 2023 pour avoir 55 millions de VE installés d'ici 2032. Le scénario de Non-Action aboutit à des installations de véhicules moins efficaces, c'est-à-dire 41 millions de véhicules. Dans les cinq États analysés, le nombre total de véhicules est de 20 millions et 16 millions respectivement, ce qui implique une différence de 3,9 millions. Les deux scénarios ont été développés avec une technologie de charge non gérée, ce qui signifie que les véhicules reçoivent de l'électricité à pleine charge immédiatement après avoir été branchés.
Les chiffres clés
Tous les chiffres ci-dessous sont incrémentaux, ce qui signifie la différence entre les scénarios Action et Pas d'Action, et sont en dollars de 2023.
| Conclusion | Résultat des cinq États |
|---|---|
| Investissement incrémental dans le réseau de distribution, charge non gérée (2027–2032) | Environ $2,3 milliards |
| Investissement incrémental dans le réseau de distribution, charge gérée | Environ $1,6 milliard (30 pour cent de moins) |
| Part de l'investissement annuel actuel dans la distribution dans les cinq États | Environ 3 pour cent |
| Actifs de réseau incrémentaux, charge non gérée | 8 sous-stations de distribution, 125 feeders et 30 000 transformateurs de service |
| Réduction des besoins en actifs avec charge gérée | Sous-stations environ 50 pour cent, feeders environ 40 pour cent, transformateurs de service environ 30 pour cent |
| Ports de charge incrémentaux nécessaires d'ici 2032 | 2,3 millions, dont 97 pour cent sont des ports AC |
| Investissement combiné en charge et en réseau | $12,0 milliards, dont $9,7 milliards est pour l'équipement de charge et $2,3 milliards pour les mises à niveau du réseau |
| Avantage net à vie pour le consommateur des véhicules incrémentaux | $33 milliards, plus de 2,5 fois l'investissement dans l'infrastructure |
Il y a deux points plus subtils qui pourraient ne pas être immédiatement appréciés. Le premier est représenté par la situation étudiée dans le rapport avec des champs de sous-stations, de banques de transformateurs et de transformateurs de service terminant les opérations de construction en 2027 pour combler le déficit de demande de 2032 et que les mises à niveau des feeders sont encore en cours en 2032. Ainsi, on peut voir que les feeders restent le problème ici. Le deuxième point important est que le coût a augmenté à des degrés similaires même dans des États très différents : dans le scénario non géré, le coût de la distribution d'électricité augmentera de 3,3 à 4,3 pour cent d'ici 2032.
Ce que le rapport ne vous dit pas
Il est aussi important d'interpréter correctement ces chiffres que de les citer avec précision. La recherche était uniquement axée sur les sous-stations, les feeders, les transformateurs et les lignes de distribution. Par conséquent, les coûts de génération et de transmission n'ont pas été pris en compte. Les cinq États créent une bonne compréhension mais ne représentent pas toutes les circonstances dans toutes les entreprises de services publics. La modélisation incluait uniquement la charge des maisons et des dépôts de flotte, tout en ignorant d'autres charges non-EV sur les mêmes circuits, les auteurs qualifient les économies de conservatrices. L'étude n'alloue pas les charges du réseau aux utilisateurs de VE ou à d'autres clients utilisant la même capacité.
Comment l'étude a décidé quand un transformateur, un feeder ou une sous-station a besoin d'une mise à niveau
L'information ayant la plus grande application pour les ingénieurs dans le rapport est basée non pas sur le coût mentionné dans le titre mais sur la manière dont ce coût a été calculé. Kevala a pu calculer la charge de pointe horaire sur chaque niveau du réseau et définir des règles claires montrant quand un équipement est surchargé et ce qui peut être utilisé comme substitut.
| Niveau du réseau | Test de surcharge utilisé dans l'étude | Réparation modélisée |
|---|---|---|
| Sous-station de distribution | Charge de pointe supérieure à 100 pour cent de la capacité | Ajouter une banque de transformateurs de 30 MW aux sous-stations de moins de 100 MW, ou une banque de 35 pour cent de la capacité pour les plus grandes ; si toujours surchargé, construire une nouvelle sous-station, typiquement de 60 MW |
| Nourrisseur | Charge de pointe supérieure à 100 pour cent de la capacité thermique | Transférer d'abord la charge vers les feeders voisins lorsque cela est possible ; sinon, ajouter un nouveau feeder d'environ 11 MW (jusqu'à 15 kV), 24 MW (16 à 25 kV) ou 30 MW (26 à 35 kV) |
| Transformateurs de service | Somme des pics de tous les transformateurs de service sur un feeder supérieure à 125 pour cent de leur puissance combinée, excluant la charge rapide en courant continu | Ajouter des transformateurs de service de 50 kW pour couvrir la charge supplémentaire |
| Sites de charge rapide en courant continu | Chaque site avec charge rapide en courant continu | Un transformateur de service triphasé dédié dimensionné en fonction de la puissance du chargeur, du nombre de ports et d'un facteur de diversité |
Le document de recherche a également détaillé les coûts des composants. Pour la Californie 2032, le coût moyen publié pour construire de nouvelles sous-stations était d'environ $30 millions, $10 millions pour la construction d'une nouvelle banque de transformateurs de sous-station, environ $611,000 pour la construction d'un nouveau feeder, environ $20,000 pour un transformateur de service de type conventionnel et $50,000 pour un transformateur de service dédié à un centre de charge rapide. Bien que ce soient des coûts prévus, ils donnent une idée de la rapidité avec laquelle les coûts augmentent. Le temps suit le même schéma. En se référant à d'autres recherches, le rapport indique qu'un projet de charge d'une durée de 3 à 10 mois peut gagner une année s'il doit mettre à niveau son feeder et jusqu'à 4 ans pour une mise à niveau de sous-station.
Les effets de la charge des VE sur chaque couche du réseau de distribution électrique
Le réseau de distribution électrique a trois niveaux distincts et la recharge des VE crée différentes formes de perturbation à chacun d'eux. L'information la plus précieuse pour la planification est de savoir lequel de ces niveaux est le goulot d'étranglement, car les réponses diffèrent pour chacun d'eux.
Pannes du Transformateur de Service
Le transformateur de service fait référence à l'unité montée soit au sommet d'un poteau, soit reposant sur le sol. Sa principale responsabilité est de transformer la tension d'un niveau moyen à un niveau bas qui peut être utilisé par les clients d'une communauté donnée, y compris les maisons ou les stations de recharge. Le transformateur de service sert généralement plusieurs clients, jusqu'à une douzaine, et devient donc le premier à rencontrer le problème des stations de recharge groupées. Le transformateur est basé sur le besoin de répondre aux demandes de tous les résidents d'une communauté vivant dans des maisons ; mais cela résout peu de choses si plusieurs stations de 7-11 kW déclenchent en même temps.
Contraintes Thermiques des Alimentations
Une alimentation est le circuit à tension moyenne qui a généralement 12,47 KV, 13,2 KV ou 24,9 KV en Amérique du Nord et 10, 11, 20 ou 33 KV dans d'autres pays. Elle peut manquer de capacité soit lorsque sa charge atteint la limite thermique, soit lorsque le niveau de tension du côté de la charge change de manière spectaculaire. Les déclencheurs incluent généralement des hubs de recharge rapide, des dépôts de camions et d'autres lieux de recharge où une station de recharge consomme plus d'énergie qu'une zone entière de bâtiments résidentiels.
Limitations de Capacité des Sous-stations
Une sous-station se compose de deux ou quatre banques de transformateurs. Les opérations de la sous-station sont les moins susceptibles d'être compromises par une recharge extensive à domicile ; cependant, c'est l'un des processus de mise à niveau les plus coûteux et les plus longs.
Comment la charge de recharge des VE diffère selon le type de site
La même quantité d'énergie peut être facile ou difficile à livrer pour le réseau selon sa concentration et le moment de son arrivée. L'annexe TEIS estime le coût de mise à niveau de la distribution attribuable à chaque type de chargeur, ce qui donne une idée utile de l'échelle.
| Type de site | Puissance typique du chargeur | Premier point de pression | Coût de mise à niveau du réseau modélisé par chargeur, 2032, non géré / géré |
|---|---|---|---|
| Maison unifamiliale, Niveau 2 | 7 à 11 kW | Transformateur de rue partagé | Environ $1,500 / $1,300 |
| Lieu de travail, Niveau 2 | 7 à 19 kW | Transformateur de bâtiment ou de site | Environ $5,000 / $5,200 |
| Recharge rapide publique, légère, 150 kW | 150 kW | Transformateur de site dédié, parfois l'alimentation | Environ $29,700 / $27,400 |
| Recharge rapide publique, légère, 250 kW | 250 kW | Transformateur et alimentation de site dédiés | Environ $48,700 / $44,200 |
| Dépôt de camions, 150 kW DC | 150 kW | Alimentation et parfois sous-station | Environ $47,100 / $38,000 |
| Recharge publique lourde, 1,5 MW | 1,5 MW | Alimentation et sous-station | Environ $256,600 / $187,400 |
Deux tendances notables émergent. Le prix par chargeur augmente considérablement avec la puissance, et la charge gérée présente le plus grand avantage lorsque les véhicules restent stationnés pendant de longues périodes, comme dans les dépôts, tout en ayant presque aucun impact dans les lieux de travail avec une charge constante tout au long de la journée. Cela confirme la principale conclusion de l'étude selon laquelle les plus grandes économies pour le réseau proviennent des espaces résidentiels et des dépôts de flotte où la charge peut être programmée sans incommoder le conducteur.
Comment dimensionner un transformateur de distribution pour la charge rapide DC
De nombreux projets dimensionnent soit leur transformateur de manière excessive, soit de manière insuffisante. Le dimensionnement excessif se produit lorsque les valeurs nominales de chaque chargeur sont additionnées pour calculer la taille, entraînant un gaspillage de capital, tandis que l'ignorance des pertes et la coïncidence des tailles de chargeurs entraînent un dimensionnement insuffisant. Un dimensionnement approprié de transformateurs de charge rapide DC se situe entre ces deux extrêmes car il repose sur des hypothèses clairement définies.
Nom de la plaque signalétique du chargeur vs Demande réelle du réseau
Normalement, un chargeur sera évalué pour une sortie DC. Mais puisque le réseau doit fournir cette sortie ainsi que les pertes de conversion, l'entrée AC doit être supérieure à la valeur de la cote DC. De plus, tous les chargeurs ne délivrent pas leur pleine puissance à tout moment, car les véhicules arrivent à différents niveaux de charge et la puissance de charge est réduite lorsque la batterie est pleine. Beaucoup de sites ont également une limite au niveau du système et partagent la puissance entre les distributeurs.
Facteurs de diversité utilisés dans l'étude du DOE
L'équipe TEIS a dimensionné le transformateur dédié de chaque site de charge rapide en multipliant la puissance du chargeur et le nombre de ports par un facteur de diversité qui dépend de la taille du chargeur, de la classe de véhicule et du nombre de ports. Pour les sites légers, les facteurs étaient :
| Puissance du chargeur par port | Jusqu'à 3 ports | De 4 à 8 ports | Plus de 8 ports |
|---|---|---|---|
| 50 kW | 1.0 | 1.0 | 1.0 |
| 150 kW | 1.0 | 1.0 | 0.5 |
| 350 kW | 1.0 | 0.75 | 0.5 |
| 500 kW | 1.0 | 0.75 | 0.5 |
It was assumed that small sites would operate at full capacity, while diversity only came into play on larger sites with high-capacity charger installations. The considerations are only assumptions in modeling, but they are a good verification tool to validate one’s own calculations. In the USA, article 625 of NEC puts EV chargers into the category of continuous loads and that affects the rating of both customer-side conductors and protective devices.
Worked Example: Eight 180 kW DC Fast Chargers
Consider a public hub with eight 180 kW DC chargers. Assume a 70 percent coincidence factor enforced by the site’s load management, 95 percent charger efficiency, a 0.98 input power factor and a 15 percent design margin for growth and auxiliary loads such as lighting, cooling and payment systems.
| Étape | Calcul | Résultat |
|---|---|---|
| Coincident DC output | 8 × 180 kW × 0.70 | 1,008 kW |
| AC input power | 1,008 kW ÷ 0.95 | About 1,061 kW |
| Puissance apparente | 1,061 kW ÷ 0.98 | About 1,083 kVA |
| With 15 percent margin | 1,083 kVA × 1.15 | About 1,245 kVA |
| Next standard size, IEC practice | Round up | 1,250 kVA |
| Next standard size, North American three-phase pad-mount | Common ANSI ratings step from 1,000 to 1,500 kVA | 1,500 kVA |
The factor of coincidence determines the parameters of the project more than anything else. If the site is run at the loading of 50%, the value will be about 889 kVA, which would require the supply of 1,000 kVA of capacity, regardless of the system. In the case of running the site under load at 100% and without load management, the required capacity is about 1,779 kVA, which would call for 2,000 kVA. This influence is the reason why load management should be determined first, rather than done after ordering the transformer. Remember that this example is just an example, not a design – real project includes the measurement of harmonics of the chargers’ power electronics, transformer impedance, and levels of short-circuit currents, ambient temperature, and electric utility regulations.
When Is a Feeder Upgrade Needed Instead of a Bigger Transformer?
A larger transformer can be useful at a site but it will not solve issues concerning an already overloaded feeder. This is a point that often confuses people as the developer owns the transformer while the utility has the control over the feeder.
An upgrade to the electrical system for electric vehicle charging will be necessary if the following three issues occur: the new load increases the electric load that the feeder can carry; voltage levels at the end of the circuit are beyond the legal limits; or according to the utility’s hosting capacity study or interconnection study, the circuit cannot accommodate the new load without any negative effect on other consumers. As for the approach taken by the Department of Energy that pioneered the idea, the utility’s representatives focused on shifting loads to the feeder that has enough capacity before they even think about building the new circuits.
Thus, one of the lessons for developers is inescapable: work on feeders usually requires more time and costs more in comparison to switching transformers, and sometimes even means that new digging or overhead work needs to be carried out on a site. There is also an idea to get in touch with the utility in advance to check on the loading capacity before making a decision to make a purchase.
Is it Possible for Managed Charging and Battery Storage To Delay Grid Improvements?
Yes, usually, and that is the main finding from the study carried out by the Department of Energy. Managed charging is meant to transfer or redistribute loads from other power sources so that existing infrastructure is able to handle the loads required. Research has indicated that managed charging can allow for a reduction in the peak electric load due to electric vehicles by about thirty percent and contribute to the need for construction of new substations, feeders, and transformers by about fifty percent, forty percent, and thirty percent respectively.
Time-of-Use Pricing and Dynamic Load Management
The most basic approach is the so-called time-of-use pricing, which means that users are incentivized to charge vehicles after the peak period in the evening. More advanced approaches allow for dynamic load management, which permits power management in real time by limiting the load in terms of performance of various charging points. In this instance, modified software can allow for effective use of transformers by distributing workload over time and limiting the total load on transformers.
Flexible Connection to the Grid
An upcoming method is the so-called flexible connection to the grid (first introduced in a paper published in 2024 by the Office of Electrical Power of the Department of Energy). This approach permits connections to charging stations before construction of facilities is completed, based on the condition that electrical charge of the facilities is reduced in fixed situations of overload. Several Californian and some northeastern states have piloted this approach and connected the electrical loading for public charging on the charging vehicle stations.
Battery Storage for Peak Shaving
A battery energy storage system is put into use at the charging station where it receives charging exposure from the grid at a slow pace when traffic is low and vice-versa where it actually discharges when activity is heavy. This enables the station to offer more power than the grid itself allows. Energy storage is useful in the locations where peak periods are short and predictable. A battery energy storage system adds its own components like a power conversion unit, devices for protection, etc. Our guide to the sous-station compacte de stockage d'énergie explains how the PCS, transformer and medium-voltage switchgear fit together in these projects.
When Hardware Upgrades Are Still Unavoidable
Management has limitations. If a facility has a set energy requirement each night, scheduling may help reduce the peak load but won’t lower the total consumption. Charging a battery is not possible if the load already exceeds the supply capacity since the battery can’t recharge. There is limited flexibility for a DC fast charging station that needs to serve any vehicles arriving at that time. Results from the US Department of Energy show that managed charging is not effective. In Oklahoma, where the demand peaks in the morning, postponing charging at night did not ease the situation. In this case, installing a well-sized transformer at the charging location or doing some work on the feeder is the only practical solution.
Choosing the Equipment: Pad-Mounted, Dry-Type or Prefabricated Substation
Pad-Mounted Transformers for Public Charging Sites
In the majority of outdoor charging locations, three-phase pad-mounted transformers are used as standard equipment. Such transformers are mounted on a concrete slab and have a protected enclosure so they can be put near the charging points. Important settings for selection include input voltage, loop or radial power supply, connection configuration, resistance, and effectiveness. Subian Electric manufactures three-phase pad-mounted transformers configured to each project’s network voltage and standard.
Dry-Type Transformers for Indoor and Parking Structures
In instances where invigilators are installed within the underground parking areas, underground garages, or buildings, the fire safety regulations would generally prefer isolation transformers. Hence, the most common option would be cast resin dry type transformers that do not need an oil tank at all and need minimal servicing. Subian’s transformateurs à sec includes epoxy-resin cast units for these installations.
Prefabricated Substations for Large Charging Hubs
Medium-voltage switchgear, one or several transformers and a low-voltage board are usually required at large hubs and bus stations where charging is combined with solar and storage. A prefabricated substation manufactured in a plant provides everything in one tested enclosure and saves a lot of time when working on the site.Our compact substation guide covers how these units are specified. Subian’s Sous-station préfabriquée série YB integrates the three sections in one unit, and for 33 kV networks the company also builds 33 kV compact substations.
IEEE C57 vs IEC 60076 and IEC 62271-202
The two main families of standards should not be mixed, because voltages, ratings and test levels differ.
| Article | North American utility projects | International projects |
|---|---|---|
| Norme de transformateur | IEEE C57 series, including IEEE C57.12.34 for three-phase pad-mounted units | Série IEC 60076 |
| Prefabricated substation standard | Utility and customer specifications | IEC 62271-202 |
| Typical distribution voltages | 12.47, 13.2, 24.9 and 34.5 kV | 10, 11, 20, 22 and 33 kV |
| Fréquence | 60 Hz | 50 Hz in most markets, 60 Hz in some |
| Common three-phase ratings around 1 MVA | 750, 1,000, 1,500 kVA | 800, 1,000, 1,250, 1,600 kVA |
| Approval route | Utility specification and approved vendor list | Type test reports and utility or consultant approval |
Subian Electric builds mainly to IEC standards for projects in Asia, Africa, the Middle East and Latin America. North American requirements can be engineered on a project basis, but voltage, insulation level, configuration and utility acceptance must be confirmed at the start of every enquiry.
What Drives Upgrade Costs and Lead Times?
There is a huge variation in implementation costs of charging sites, from very low in cases of present spare capacity to many millions if the expansion of a substation is required. Major factors in the overall costs of charging site implementation are transformer and switchgear itself; installation costs incurred, which usually exceed hardware costs; costs related to utility make-ready and interconnection; and completion of various reinforcement works. It is important to note that the charging cost estimations are based on TEIS documents, which do not take into account utility-side improvements or on-site storage, which is significant, according to the authors.
The person who pays the bill depends on the ownership boundary. Utility practices vary: the utility bears the costs and owns the equipment before the revenue meter (with transformer sometimes included), while the developer pays for everything behind it in some cases. In some other cases, customer is making the purchase of the needed transformer himself. The earlier the boundaries of the costs responsible for the parties at the project are checked, the fewer chances for budget surprises.
Nowadays, time matters as much as money. Demand growing from sources of renewables, data centers, and electrification can lead to expansion of transformers’ lead time in different markets. Therefore, if a project is waiting for the permits to start the process of equipment ordering, it may wait for a considerable period of time. Hence, it is better to choose standard ratings, to make sure the specifications check is done, and to involve more than one qualified manufacturer.
EV Charging Distribution Transformer RFQ Checklist
Whether you are buying a single pad-mounted unit or a complete substation, sending the same clear brief to every supplier makes quotations comparable.
| Catégorie | What to specify |
|---|---|
| Évaluations | Primary and secondary voltage, frequency, rated kVA with the load calculation and coincidence assumption behind it |
| Electrical design | Vector group, impedance, basic insulation level, tap range, harmonic loading from chargers |
| Configuration | Loop or radial feed, dead-front or live-front, primary protection, LV outgoing feeders |
| Efficiency and construction | Loss limits under local regulations, insulating fluid or dry-type construction |
| Site conditions | Ambient temperature, altitude, corrosion and flood risk, enclosure protection |
| Standards and documents | IEEE C57 or IEC 60076, routine test reports, type test evidence, drawings |
| Commercial | Delivery time, packing, warranty, commissioning support |
Questions Fréquemment Posées
What does the DOE EV charging distribution transformer and feeder upgrades report say?
The Multi-State Transportation Electrification Impact Study published in 2024 projected that an additional $2.3 billion distribution investment was required across five states from the year 2027 to the year 2032 with the adoption of unmanaged charging that included 8 substations, 125 feeders and 30,000 service transformers. The amount required to invest in the distribution with managed charging decreased to around $1.6 billion.
Does EV charging always require a transformer upgrade?
No. In most cases, the connections to the home and small sites remain the same. Upgrades may occur where multiple chargers share a single service transformer, where a site implements high-power DC fast charging, or where a fleet depot has numerous vehicles in one location.
What size transformer does a DC fast charging station need?
Charging capacity is determined by the number of chargers, coincidence factor, efficiency as well as power factor. In the example mentioned above, eight 180 kW chargers which have a coincidence of 70 percent require about 1,245 kVA, which amounts to 1,250 kVA as per IEC standard and 1,500 kVA according to standard North American specifications.
Can managed charging avoid a feeder upgrade?
There are times when it happens. The research conducted by DOE proved the reduction of the feeder requirements by approximately 40 percent. Changing or limiting loads helps contain peaks of the load within the feeder’s limits. With versatile connections, some installations can connect before the upgrade is finished, however, an installation with energy demand exceeding the level must be upgraded.
Can battery storage replace a transformer upgrade?
Battery storage can cover short, predictable peaks and let a site deliver more charging power than its connection allows. It cannot replace an upgrade when the site’s average load is already close to or above its grid connection.
Are DOE transformer efficiency standards the same topic?
No. The TEIS document is a grid planning report. The Department of Energy is responsible for the implementation of minimum efficiency standards for distribution transformers sold in the United States through rules issued in 2024 to come into force in 2029. Each is relevant to buyers, however, they are not the same.
Références
- U.S. Department of Energy: Multi-State Transportation Electrification Impact Study (2024)
- National Renewable Energy Laboratory: Transportation Electrification Impact Study results
- U.S. Department of Energy Office of Electricity: Flexible DER and EV Connections (2024)
- Alternative Fuels Data Center: Procurement and Installation for EV Charging Infrastructure
- Transformateur de distribution, Wikipédia
The DOE research makes one point clear: grids can support large-scale EV charging, provided the right equipment is planned in the right place and load is managed sensibly. When your charging hub, fleet depot or parking project needs a transformer or substation, Jiangsu Subian Electric Power Equipment Co., Ltd. designs and builds pad-mounted and dry-type transformers, prefabricated substations and new energy substations for charging and storage projects, configured to your network voltage and standard. For private-label or distributor supply, see our programme OEM et ODM. Send your charger list, network voltage and site conditions through our page de contact, and our engineers will reply with a sizing check, drawings and a factory quotation.