Elektrofahrzeuge als Netzressourcen: V1G, V2G, V2H und V2B

Eine Heimladestation mit 7,4 kW zieht auf einer Phase 32 A. Zehn Ladestationen mit je 22 kW auf einem Betriebshof könnten 320 A je Phase ziehen, mehr als viele gewerbliche Netzanschlüsse bereitstellen. Beide Lasten sind flexibel, weil ein abgestelltes Fahrzeug sein verfügbares Ladefenster selten vollständig benötigt. Die folgenden Betriebsarten unterscheiden sich nach Leistungsfluss, Anschlussort und Anforderungen an den Netzanschluss.

Diese Anleitung gehört zur Themenreihe Flexibilität.

Die Betriebsarten

Versorgt ein Fahrzeug ein Haus, während das Haus mit dem Netz verbunden bleibt, betreibt es Erzeugung parallel zum Netz. Der Netzbetreiber behandelt es entsprechend. In Großbritannien ist dafür G98 oder G99 erforderlich, auch wenn keine Energie eingespeist wird. Eine Begrenzung der Einspeisung muss G100 erfüllen. Nur eine Ersatzstromversorgung, bei der ein Umschalter das Haus vor der Versorgung durch das Fahrzeug vom Netz trennt, liegt außerhalb dieses Anschlussverfahrens. Die G99-Anleitung erläutert die Schwellenwerte.

V1G: intelligentes Laden

Ein Fahrzeug kommt um 18:00 Uhr an und benötigt 20 kWh. Bei 7,4 kW lädt es in etwa 2 Stunden und 45 Minuten. Fährt es erst um 07:30 Uhr ab, bleiben nahezu 11 Stunden Spielraum. Intelligentes Laden verschiebt den Ladevorgang in günstige Tarifzeiten, in Zeiten mit PV-Überschuss oder aus der Lastspitze des Standorts heraus.

Bei einer AC-Ladestation steuert das PWM-Tastverhältnis nach IEC 61851-1 den Strom, den das Fahrzeug ziehen darf. Der niedrigste Wert beträgt 6 A je Phase, bei 230 V etwa 1,4 kW einphasig oder 4,1 kW dreiphasig. Darunter muss die Ladestation den Ladevorgang pausieren. Manche Fahrzeuge wechseln während einer langen Pause in den Schlafzustand und starten bei erneuter Freigabe nicht wieder. Prüfen Sie Pause und Wiederaufnahme mit den Fahrzeugen, die am Standort tatsächlich eingesetzt werden.

In Großbritannien gelten die Electric Vehicles (Smart Charge Points) Regulations 2021 für seit dem 30. Juni 2022 verkaufte Ladepunkte an Wohn- und Arbeitsstätten. Sie müssen intelligente Funktionen bieten. Die standardmäßig eingestellten Ladezeiten müssen werktags 08:00 bis 11:00 Uhr und 16:00 bis 22:00 Uhr auslassen. Bei jedem Start ist eine zufällige Verzögerung von bis zu 600 Sekunden erforderlich. Über die Kommunikationsverbindung muss sie auf Anforderung bis zu 1.800 Sekunden verlängert werden können. So starten bei einem Tarifwechsel nicht Tausende Ladestationen in derselben Sekunde. Öffentliche Ladepunkte und Schnellladepunkte ab 50 kW fallen nicht unter diese Regeln.

In Deutschland gilt § 14a EnWG für seit dem 1. Januar 2024 installierte Wallboxen, Wärmepumpen und Speicher mit mehr als 4,2 kW Leistung. Der Netzbetreiber darf die Leistung reduzieren, muss aber mindestens 4,2 kW je Gerät belassen. Im Gegenzug fallen geringere Netzentgelte an. Die Anleitung zu § 14a EnWG erläutert die Module.

Verfügbare Anschlussleistung am Gewerbestandort

Die Stromgrenze je Phase ergibt sich aus der vereinbarten Anschlusskapazität abzüglich einer Reserve und der gemessenen Last ohne Elektrofahrzeuge auf dieser Phase. Für dreiphasige Ladestationen bestimmt die am stärksten belastete Phase die Grenze.

Einphasige Ladestationen bringen ein weiteres Problem: Hängen alle 7,4-kW-Ladestationen an L1, erreicht L1 seine Grenze, während auf L2 mehr als 90 A frei sind. Verteilen Sie die Phasenanschlüsse bei der Installation und steuern Sie anhand des Stroms je Phase statt allein nach der Gesamtleistung in kW.

Bei Ausfall der Datenverbindung dürfen die Ladestationen nicht auf einem Grenzwert bleiben, der bei geringer Standortlast gesetzt wurde. Bei OCPP 1.6 verwendet eine mögliche Rückfalllösung ein für den Standort freigegebenes TxDefaultProfile mit niedrigem stackLevel und ein dynamisches TxDefaultProfile mit höherem stackLevel und kurzem validTo. Das funktioniert nur, solange kein anwendbares TxProfile Vorrang vor diesen Standardprofilen hat. Profilgültigkeit, Zeitplandauer und Transaktionszuordnung gelten weiterhin. Prüfen Sie die resultierenden Grenzwerte auch bei laufenden Transaktionen in einem für den Standort freigegebenen, begrenzten Test ohne Verbindung zur Plattform. Der Profilablauf allein gewährleistet keinen sicheren Standortgrenzwert. Der Rechner für die EV-Ladekapazität berechnet die verfügbare Leistung für jedes Intervall eines Standortprofils.

V2G: bidirektionales Laden

Die meisten eingesetzten V2G-Ladestationen sind DC-Geräte mit Wechselrichter in der Ladestation. Auch AC-Einspeisung wird gewerblich angeboten. Das im Oktober 2024 in Frankreich gestartete Mobilize-Angebot von Renault kombiniert den Renault 5 mit einer bidirektionalen AC-Ladestation. Bei AC-Einspeisung befindet sich der für den Netzanschluss relevante Wechselrichter im Fahrzeug und nicht an der Wand.

Die OCPP-Anleitung beschreibt das Protokoll.

Die Reaktionszeit entscheidet, welche Netzdienstleistungen V2G erbringen kann. GB Dynamic Containment verlangt nach einer Frequenzabweichung eine Änderung der Ausgangsleistung innerhalb von 0,5 s, vollständige Bereitstellung innerhalb von 1 s, 15 Minuten Haltezeit und Leistungsdaten mit 20 Hz. Ein Sollwert aus einer Cloud-Plattform muss den Weg über OCPP zur Ladestation und weiter zum Fahrzeug innerhalb dieser Sekunde durchlaufen. OCPP 2.1 ermöglicht es der Plattform, eine Frequenz-Leistungs-Kennlinie auf der Ladestation zu hinterlegen. Dann kann die Ladestation auf die örtliche Frequenz reagieren, ohne den Hin- und Rückweg über die Plattform abzuwarten.

Was der Standort messen muss

EV-Laden erschwert die Bildung einer Baseline stärker als viele andere Lasten: Der Ladebedarf hängt davon ab, ob ein Fahrzeug angeschlossen ist. Eine aus historischen Mittelwerten berechnete Baseline kann die Lastreduktion bei einem Ereignis deshalb über- oder unterschätzen. Ein Zähler am Ladeverteiler zeigt die Ladung unmittelbar; der Standortzähler zeigt, ob der übrige Standort unverändert blieb. Die Anleitung zur Demand-Response-Baseline beschreibt die Verfahren.

Messung und Steuerung mit EpiSensor

Ein ZEM-Strommonitor am Standortanschluss und ein weiterer am Ladeverteiler liefern die Ströme je Phase für die Berechnung der Leistungsreserve. Edge auf dem Gateway berechnet sie mit einer festgelegten Reserve und veröffentlicht Wert und Aktualitätsstatus über MQTT, HTTP oder Modbus an die Ladeplattform. Edge kommuniziert nicht direkt mit den Ladestationen. Die Plattform setzt die Grenze und ihr eigenes Ausfallverhalten um. Die Anwendung zum Lastmanagement von EV-Ladestationen zeigt die Architektur.

Ein ZDR-Demand-Response-Controller misst die Versorgung und reagiert über ein eigenes Relais auf Unterfrequenz. Das Relais kann ein Schütz für eine Ladestationsgruppe öffnen oder den Freigabeeingang einer Ladestation schalten. Das eignet sich nur zum Reduzieren einer V1G-Ladelast. V2G-Einspeisung wird über OCPP oder die Schnittstelle des Ladestationsherstellers gesteuert.