EP4622825A1 - Verfahren und system zum laden eines elektrofahrzeugs an einem lokalen energienetz - Google Patents

Verfahren und system zum laden eines elektrofahrzeugs an einem lokalen energienetz

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EP4622825A1
EP4622825A1 EP23797781.4A EP23797781A EP4622825A1 EP 4622825 A1 EP4622825 A1 EP 4622825A1 EP 23797781 A EP23797781 A EP 23797781A EP 4622825 A1 EP4622825 A1 EP 4622825A1
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EP
European Patent Office
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charging
energy
electric vehicle
power
network
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Application number
EP23797781.4A
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English (en)
French (fr)
Inventor
Sascha Brinkmann
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Bayerische Motoren Werke AG
Original Assignee
Bayerische Motoren Werke AG
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Publication date
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    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or discharging batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/02—Circuit arrangements for charging or discharging batteries or for supplying loads from batteries for charging batteries from AC mains by converters

Definitions

  • the invention relates to a method for charging a drive battery of at least one electric vehicle at at least one charging point of a property with a local energy network that is connected to an energy distribution network via a network connection point and to which several unregulated consumers as well as the at least one charging point, at least one stationary storage device and at least one energy generation system are connected, wherein in the method an electrical power flowing via the network connection point is monitored bidirectionally and the stationary storage device and the at least one energy generation system are operated by means of a zero-load control at the network connection point.
  • the invention also relates to a system with a property and an electric vehicle, wherein the electric vehicle can be connected to a charging point of the property to charge its drive battery and wherein the system is set up to carry out the method.
  • the invention is particularly advantageously applicable to charging an electric vehicle on a home network.
  • the most sustainable form of electromobility is the generation of in-house electricity from energy generation systems such as PV systems and wind turbines and storage in an electric vehicle's drive battery.
  • the system can also be supported by a stationary energy storage system or "stationary storage” to bridge drops in energy generation, to temporarily increase the available electrical power and/or to bridge a missing connection of the electric vehicle during energy generation.
  • the principle of zero-load control is often used at the grid connection point between a local domestic energy network and a public energy distribution network.
  • the zero-load control measures the consumption and feed-in of electricity at all phases at the grid connection point.
  • the aim of the zero-load control is to balance consumption and feed-in, i.e.
  • Stationary storage systems in particular also work according to the principle of zero-load control. If surpluses are generated in the home energy network, they are first temporarily stored in the stationary storage system until it can no longer absorb energy. If the energy generation system can If the energy demand in the home energy network can no longer be fully covered, power is taken from the stationary storage. The charging or discharging power of the stationary storage is geared towards balancing the power balance at the grid connection point, which corresponds to zero.
  • the use of the stationary storage unit based on zero-load control is problematic in this context, since the stationary storage unit only provides power when electricity needs to be drawn from the grid.
  • the stationary storage unit is therefore not always used to its full capacity.
  • surpluses from a home-based energy generation system may not be fed into the public energy distribution network.
  • the zero-load control of an inverter of the energy generation system is a prerequisite for the operation of the energy generation system. Since the inverter regulates itself down, the maximum generation output of the energy generation system and its surplus cannot be determined simply by measuring at the grid connection point.
  • DE 20 2012 101 240 U1 discloses an energy management system for measuring and controlling the flow of electricity between a public AC network and a self-sufficient unit, which comprises the following features: at least one power generation unit, in particular for generating electricity from a renewable energy source, power consumers, a storage unit and means for controlling the flow of electricity between the power generation unit, the consumers, the storage unit and the AC network, wherein the means for controlling the flow of electricity comprise at least one energy management unit which is connected between the power generation unit and the storage unit and connects them to the consumers and the AC network, as well as a bidirectional power meter which is connected between the self-sufficient unit and the AC network for measuring the power exchanged between the self-sufficient unit and the AC network, and a control device for controlling the energy management unit on the basis of the power measured by the bidirectional power meter, which control device is intended to measure the power measured by the bidirectional power meter by simultaneously controlling the flow of electricity between the power generation unit and the storage, the consumers and the AC grid.
  • the object is achieved by a method for charging a drive battery of at least one electric vehicle at at least one charging point of a property with a local energy network, which is connected to an energy distribution network via a network connection point and to which several unregulated consumers as well as the at least one charging point, at least one stationary storage device and at least one energy generation system are connected, wherein the at least one charging point is set up to specify a charging power for charging the drive battery of this electric vehicle after connection of a respective electric vehicle, and wherein in the method
  • the at least one stationary storage facility is operated by means of a zero-load control at the grid connection point and
  • the at least one charging point gradually increases the charging power after the electric vehicle is connected until the at least one stationary storage unit and the at least one energy generation plant achieve their maximum system output
  • the stationary storage and the energy generation system can be practically fully utilized by gradually increasing the system performance, without the charging point needing to know the charging status and performance of the stationary storage and/or the energy generation system, etc.
  • the charging point, energy generation system and/or stationary storage do not use the same communication protocol and/or interfaces, e.g. because they belong to different "manufacturer worlds”.
  • Another advantage is that the method does not generate any feed-in to the energy distribution network.
  • the combination of stationary storage and energy generation system enables the electric vehicle to be charged more quickly than if it were only charged using surplus energy from the energy generation system.
  • the electric vehicle can be a hybrid vehicle, e.g. a plug-in hybrid vehicle, PHEV, or a fully electric or battery-powered vehicle, BEV.
  • the electric vehicle can be a passenger car, bus, truck, motorcycle, etc.
  • the electric vehicle can be designed in a further development for unidirectional charging of its drive battery.
  • the electric vehicle can be designed in a further development for bidirectional charging, i.e. charging and discharging, of its drive battery.
  • the local energy network is used to distribute energy in the property. It can also be referred to as a "local network”, “microgrid” or, in the case of residential buildings, a “home network”.
  • the energy distribution network is, in particular, a public energy distribution network.
  • energy and power are understood to mean electrical energy and electrical power respectively.
  • the fact that the at least one charging point is designed to specify a charging power for charging the drive battery of an electric vehicle after it has been connected includes in particular that the charging point is equipped with a corresponding control system.
  • the monitoring of the electrical power via the grid connection point is bidirectional, i.e. a distinction can be made between energy consumption from the energy distribution network and energy fed into the energy distribution network. Monitoring can be carried out, for example, via an intelligent electricity meter (so-called "smart meter") or - if there is no smart meter or the operator of the smart meter does not share its measurement data with the operator of the property - via an energy meter installed topologically serially to the grid connection point.
  • the measurement data of the power (balance) are shared with at least one energy generation plant and/or with at least one stationary storage unit for zero-load control.
  • the charging point also receives this measurement data.
  • the stationary storage absorbs energy when there is a surplus in the local energy network until it is fully charged. If excess power cannot be absorbed by the stationary storage (e.g. because it is fully charged) and feeding energy into the electricity distribution network is to be avoided, the energy generation system, in particular its inverter, regulates the energy feed into the local energy network.
  • the energy generated by the at least one energy generation system is used to charge the electric vehicle and not to charge the stationary storage device, which can advantageously shorten a charging process.
  • the fact that the at least one stationary storage facility and the at least one energy generation plant deliver their maximum system output means in particular that they provide or deliver the maximum combined electrical power.
  • the "system output" can therefore correspond in particular to the combined electrical power of the at least one stationary storage facility and the at least one energy generation plant.
  • At least one energy generation plant provides its maximum generation capacity. This is particularly advantageous if feeding electricity from the local energy network into the energy distribution network is permitted. This eliminates the need, which sometimes occurs, to reduce the output power of at least one energy generation plant.
  • the at least one energy generation plant provides its maximum permitted generation capacity, i.e. the maximum generation capacity that is or can be delivered by the energy generation plant without feeding electricity from the local energy network into the energy distribution network. This is particularly advantageous if feeding electricity from the local energy network into the energy distribution network is prohibited, for example by law or contract.
  • the charging power is adapted to the (currently maximum) system power that can be delivered during the charging process. This includes, for example, that the charging power is reduced after a maximum value has been reached if less system power can be provided, for example if the at least one energy generation plant and the at least one stationary storage unit can no longer provide as much electrical power. The same also applies if unregulated consumers have a and switched off.
  • the charging power is set, in particular regulated, so that the power at the grid connection point is just above zero watts (consumption) but far enough that the stationary storage system regulates against it, as far as it is able to do so.
  • the drive battery is only charged with the last step-by-step charging power until the power consumption from the energy distribution network exceeds a predetermined amount.
  • the charging power can be reduced again until a lower amount of power consumption from the energy distribution network is reached.
  • the fact that the charging point increases the charging power step by step can be implemented in one embodiment in such a way that the charging point increases the charging power of the electric vehicle in such a way, in particular regulates it, that a grid connection with a certain or predetermined step size is established at the grid connection point, e.g. of 100 W. Due to the deviation from the zero load at the grid connection point thus generated, the energy generation plant and/or the stationary storage system increase their energy feed into the local energy network by an equal amount, e.g. of 100 W, until a zero load is again present at the grid connection point, if possible, ie if the energy generation plant can further increase its energy feed or the stationary storage system is not completely discharged.
  • a grid connection with a certain or predetermined step size is established at the grid connection point, e.g. of 100 W. Due to the deviation from the zero load at the grid connection point thus generated, the energy generation plant and/or the stationary storage system increase their energy feed into the local energy network by an equal amount, e.g. of 100 W
  • the charging point increases the charging power again so that a grid connection is established with a certain increment, e.g. again of 100 W.
  • the energy generation plant and/or the stationary storage unit then increase their energy feed into the local energy network again by the same amount, e.g. 100 W, until there is no load again at the grid connection point, if possible.
  • This interplay is repeated until the at least one stationary storage unit and the at least one energy generation plant deliver maximum system power and can therefore no longer compensate for the power consumption at the grid connection point increased by the charging point or can no longer reduce it to zero.
  • the drive battery is charged with the last set charging power, ie with a typically low power consumption from the energy distribution network, but maximum power provision by the at least one energy generation plant and the at least one stationary storage unit, as long as the grid consumption at the grid connection point remains in the specified range, e.g. of 100 W.
  • the fact that the charging point increases the charging power step by step can be implemented in another design in such a way that the charging point increases the charging power for charging the drive battery in a predetermined increment. This design is particularly easy to implement because it is not the consumption at the grid connection point that is set to a certain font size, but only the charging power.
  • the charging power can be increased by 100 W, for example.
  • the step size or size of the increase steps is not limited in principle.
  • the larger the steps the faster the charging power is reached at which the at least one stationary storage unit and the at least one energy generation system provide maximum power.
  • the disadvantage is that when this state is reached, the grid consumption is greater than with smaller steps. It has proven to be a particularly advantageous compromise between charging power increase and grid consumption that the gradual increase includes an increase in steps between 50 W and 200 W, in particular of approx. 100 W.
  • the gradual increase comprises an increase in steps between 0.5% and 2%, in particular of approximately 1%, of a maximum charging power. If the electric vehicle can be charged at this charging point with a maximum power of 11 kW, for example, steps between 55 W and 220 W would be particularly advantageous, in particular of approximately 110 W.
  • step size is kept constant. It is an improvement that the step size can be variably adjusted.
  • the at least one energy generation plant comprises at least one renewable energy generation plant.
  • the at least one energy generation plant comprises at least one photovoltaic system, at least one wind turbine, an electricity-generating wood-fired system and/or a geothermal system, etc.
  • At least one energy generation plant is connected to the local energy network via an inverter and the inverter is controlled in such a way that it varies the energy fed into the local energy network by the energy generation plant for zero-load control.
  • the energy generation plant can control its inverter in such a way that a zero load remains or is reached again at the grid connection point. This can happen, for example, if the surplus cannot be temporarily stored by the stationary storage unit, e.g. because it is fully charged. If there is then a threat of grid consumption, the energy fed into the local energy network by the energy generation plant can be increased again.
  • the property is a residential building, in particular a single-family home. This is advantageous for the spread of electromobility.
  • the property can also be a commercially used property, e.g. an office building, a small business, etc.
  • the charging point is a wall box.
  • the charging point is a parking space that is inductively coupled to the electric vehicle.
  • the task is also solved by a system with property and electric vehicle, where the electric vehicle is connected to a charging point of the property and wherein the system is set up to carry out the method as described above.
  • the system can be designed analogously to the process and has the same advantages.
  • Fig.2 shows a curve of a charging power for charging a drive battery of the electric vehicle from Fig.1 by means of a possible variant of the method according to the invention.
  • Fig.1 shows a system HOME, EV with a property, e.g. in the form of a single-family house, HOME and an electric vehicle EV.
  • the single-family home HOME has a local energy network LOG, which is connected to a public energy distribution network EVN via a network connection point NCP.
  • a smart meter SM which can measure the flow of electricity or the power currently flowing through the network connection point NCP in both directions.
  • a charging point EVSE e.g. in the form of a wall box for connecting the electric vehicle EV via a charging cable K, several unregulated consumers or loads L, an energy generation system in the form of a photovoltaic system PV and a stationary storage system SES are connected to the local energy network LOC.
  • the photovoltaic system PV and the stationary storage SES are connected to the Smart Meter SM via a communication channel COM and receive the measured values for the current power (balance) at the grid connection point NCP.
  • the photovoltaic system PV and the stationary storage SES are controlled in such a way that they try to achieve zero-load control at the grid connection point NCP.
  • the charging point EVSE connected to the Smart Meter SM via a communication channel COM and also receives measured values about the current power at the grid connection point NCP.
  • the photovoltaic system PV generates a surplus of energy, this is initially used to charge the stationary storage system SES. If the stationary storage system SES is charged and energy feed-in to the energy distribution network EVN is to be avoided, the power fed into the local energy network LOC by the photovoltaic system PV can be reduced, e.g. by turning down a typically existing inverter WR. If the photovoltaic system PV can no longer fully cover the energy demand in the local energy network LOC, power is taken from the stationary storage system SES. The charging power or the discharging power of the stationary storage system SES is based on the fact that the power balance at the grid connection is zero (zero load).
  • the charging point EVSE can set the consumption from the energy distribution network EVN using the measurement data from the smart meter SM.
  • an increase in the consumption generated at the network connection point NCP corresponds to the charging power PEL on the electric vehicle EV, i.e. an increase in the charging power PEL on the electric vehicle EV by the certain step size AW initially causes an equally large increase in the power consumption from the energy distribution network EVN.
  • This deviation from the zero load is detected by the photovoltaic system PV and the stationary storage SES. If the photovoltaic system PV or its inverter WR is regulated down, the photovoltaic system PV can be regulated up until the zero load is again present at the grid connection point NCP. If, however, the photovoltaic system PV is already feeding the current maximum power into the local energy network LOC, power (of the font size AW of 100 W) is called from the stationary storage SES and fed into the local energy network LOC until the zero load is again present at the grid connection point NCP.
  • Fig.2 shows a temporal progression of the charging power PEL in W for charging the drive battery BAT of the electric vehicle EV from Fig.1.
  • the charging power PEL is increased in steps of 100 W until a final charging power PEL of 2000 W is reached, which together with the power consumed by the consumers L can no longer be fully covered by the photovoltaic system PV and the stationary storage SES.

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Abstract

Verfahren zum Laden einer Antriebsbatterie (BAT) mindestens eines Elektrofahrzeugs (EV) an mindestens einem Ladepunkt (EVSE) einer Liegenschaft (HOME) mit einem lokalen Energienetz (LOC), das über einen Netzanschlusspunkt (NCP) an ein Energieverteilnetz (EVN) angeschlossen ist und an dem mehrere ungeregelte Verbraucher (L) sowie der mindestens eine Ladepunkt, mindestens ein Stationärspeicher (SES) und mindestens eine Energieerzeugungsanlage (PV) angeschlossen sind, wobei der mindestens eine Ladepunkt dazu eingerichtet ist, nach Anschluss eines jeweiligen Elektrofahrzeugs eine Ladeleistung (PEL) zum Laden der Antriebsbatterie dieses Elektrofahrzeugs vorzugeben und wobei bei dem Verfahren eine über den Netzanschlusspunkt fließende elektrische Leistung bidirektional überwacht wird, der mindestens eine Stationärspeicher mittels einer Null-Last-Regelung am Netzanschlusspunkt betrieben wird und der mindestens eine Ladepunkt nach Anschluss des Elektrofahrzeugs die Ladeleistung schrittweise anhebt, bis der mindestens eine Stationärspeicher und die mindestens eine Energieerzeugungsanlage ihre maximale Systemleistung erbringen, wobei die Schritte so groß gewählt sind, dass der Stationärspeicher versucht, den zugehörigen Mehrbedarf an Systemleistung bereitzustellen. Die Erfindung ist insbesondere vorteilhaft anwendbar auf ein Aufladen eines Elektrofahrzeugs an einem Heimnetz.

Description

VERFAHREN UND SYSTEM ZUM LADEN EINES ELEKTROFAHRZEUGS AN EINEM LOKALEN ENERGIENETZ
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Laden einer Antriebsbatterie mindestens eines Elektrofahrzeugs an mindestens einem Ladepunkt einer Liegenschaft mit einem lokalen Energienetz, das über einen Netzanschlusspunkt an ein Energieverteilnetz angeschlossen ist und an dem mehrere ungeregelte Verbraucher sowie der mindestens eine Ladepunkt, mindestens ein Stationärspeicher und mindestens eine Energieerzeugungsanlage angeschlossen sind, wobei bei dem Verfahren eine über den Netzanschlusspunkt fließende elektrische Leistung bidirektional überwacht wird und der Stationärspeicher und die mindestens eine Energieerzeugungsanlage mittels einer Null-Last-Regelung am Netzanschlusspunkt betrieben werden. Die Erfindung betrifft auch ein System mit Liegenschaft und Elektrofahrzeug, wobei das Elektrofahrzeug zum Laden seiner Antriebsbatterie an einen Ladepunkt der Liegenschaft anschließbar ist und wobei das System zum Durchführen des Verfahrens eingerichtet ist. Die Erfindung ist insbesondere vorteilhaft anwendbar auf ein Aufladen eines Elektrofahrzeugs an einem Heimnetz.
Die nachhaltigste Form der Elektromobilität ist die Erzeugung von hauseigenem Strom, aus Energieerzeugungsanlagen wie PV-Anlagen und Windkraftanlagen, und Speicherung in einer Antriebsbatterie eines Elektrofahrzeugs. Das System kann zusätzlich von einem stationären Energiespeicher bzw. "Stationärspeicher" unterstützt werden, um Einbrüche bei der Energieerzeugung zu überbrücken, die zur Verfügung stehende elektrische Leistung kurzzeitig zu erhöhen und/oder einen fehlenden Anschluss des Elektrofahrzeugs während der Energieerzeugung zu überbrücken. Um die Erzeugung aus einer hauseigenem Energieerzeugungsanlage vollständig zum Laden des Elektrofahrzeugs zu nutzen, wird häufig das Prinzip der Null-Last-Regelung am Netzanschlusspunkt zwischen einem lokalen Hausenergienetz und einem öffentlichen Energieverteilnetz genutzt. Die Null-Last- Regelung misst am Netzanschlusspunkt an allen Phasen den Bezug und die Einspeisung von Strom. Ziel der Null-Last-Regelung ist es, Bezug und Einspeisung auszugleichen, also weder Strom aus dem öffentlichen Energieverteilnetz zu beziehen noch Strom in das öffentliche Energieverteilnetz einzuspeisen. Insbesondere Stationärspeicher arbeiten ebenfalls nach dem Prinzip der Null-Last-Regelung. Werden im Hausenergienetz Überschüsse generiert, werden diese zuerst im Stationärspeicher zwischengespeichert, bis er keine Energie mehr aufnehmen kann. Kann die Energieerzeugungsanlage den Energiebedarf im Hausenergienetz nicht mehr vollständig decken, wird Leistung aus dem Stationärspeicher entnommen. Die Ladeleistung bzw. Entladeleistung des Stationärspeicher orientiert sich daran, die Leistungsbilanz am Netzanschlusspunkt auszugleichen, was null entspricht.
Bei einem Hausenergienetz, an das eine Energieerzeugungsanlage, ein Stationärspeicher und eine Ladestation angeschlossen ist, ist die Nutzung des Stationärspeichers auf Basis der Null-Last-Regelung in dem Kontext problematisch, da der Stationärspeicher nur Leistung bereitstellt, wenn Strom vom Netz bezogen werden müsste. Der Stationärspeicher wird daher nicht immer optimal ausgelastet.
In manchen Ländern oder bei manchen Netzbetreibern dürfen Überschüsse einer hauseigenen Energieerzeugungsanlage zudem nicht ins öffentliche Energieverteilnetz eingespeist werden. Die Null-Last-Regelung eines Wechselrichters der Energieerzeugungsanlage ist dort Voraussetzung für den Betrieb der Energieerzeugungsanlage. Da sich der Wechselrichter eigenständig herunterregelt, ist die maximale Erzeugungsleistung der Energieerzeugungsanlage und deren Überschuss nicht einfach durch eine Messung am Netzanschlusspunkt ermittelbar.
DE 20 2012 101 240 U1 offenbart ein Energiemanagementsystem zur Messung und Steuerung des Stromflusses zwischen einem öffentlichen Wechselstromnetz und einer autarken Einheit, welche die folgenden Merkmale umfasst: mindestens eine Stromerzeugungseinheit, insbesondere zur Erzeugung von Strom aus einer regenerative Energiequelle, Stromverbraucher, einen Speicher und Mittel zur Steuerung des Stromflusses zwischen der Stromerzeugungseinheit, den Verbrauchern, dem Speicher und dem Wechselstromnetz, wobei die Mittel zur Steuerung des Stromflusses mindestens eine Energiemanagement-Einheit umfassen, die zwischen die Stromerzeugungseinheit und den Speicher geschaltet ist und diese mit den Verbrauchern und dem Wechselstromnetz verbindet, sowie einen bidirektionalen Leistungsmesser, der zwischen die autarke Einheit und das Wechselstromnetz zur Messung der zwischen der autarken Einheit und dem Wechselstromnetz ausgetauschten Leistung geschaltet ist, und ein Steuergerät zur Steuerung der Energiemanagement-Einheit auf Grundlage der vom bidirektionalen Leistungsmesser gemessenen Leistung, welches Steuergerät dazu vorgesehen ist, die vom bidirektionalen Leistungsmesser gemessene Leistung durch zeitgleiche Steuerung des Stromflusses zwischen der Stromerzeugungseinheit und dem Speicher, den Verbrauchern und dem Wechselstromnetz zu minimieren.
DE 20 2014 001 367 U1 offenbart automatische Leistungsregelung einer Ladeeinrichtung für Elektrofahrzeuge in Abhängigkeit der Leistung einer Eigenerzeugeranlage (adaptive Laderegelung)-Null-Summen-Regelung an der Netzübergabe.
Es ist die Aufgabe der vorliegenden Erfindung, die Nachteile des Standes der Technik zumindest teilweise zu überwinden und insbesondere mit geringem Aufwand eine Möglichkeit bereitzustellen, eine Energieerzeugungsanlage und einen Stationärspeicher eines lokalen Energienetzes einer Liegenschaft zum Laden eines Elektrofahrzeugs auf Basis einer Null-Last-Regelung besonders effektiv auszunutzen.
Diese Aufgabe wird gemäß den Merkmalen der unabhängigen Ansprüche gelöst. Bevorzugte Ausführungsformen sind insbesondere den abhängigen Ansprüchen entnehmbar.
Die Aufgabe wird gelöst durch Verfahren zum Laden einer Antriebsbatterie mindestens eines Elektrofahrzeugs an mindestens einem Ladepunkt einer Liegenschaft mit einem lokalen Energienetz, das über einen Netzanschlusspunkt an ein Energieverteilnetz angeschlossen ist und an dem mehrere ungeregelte Verbraucher sowie der mindestens eine Ladepunkt, mindestens ein Stationärspeicher und mindestens eine Energieerzeugungsanlage angeschlossen sind, wobei der mindestens eine Ladepunkt dazu eingerichtet ist, nach Anschluss eines jeweiligen Elektrofahrzeugs eine Ladeleistung zum Laden der Antriebsbatterie dieses Elektrofahrzeugs vorzugeben, und wobei bei dem Verfahren
- eine über den Netzanschlusspunkt fließende elektrische Leistung bidirektional überwacht wird,
- der mindestens eine Stationärspeicher mittels einer Null-Last-Regelung am Netzanschlusspunkt betrieben wird und
- der mindestens eine Ladepunkt nach Anschluss des Elektrofahrzeugs die Ladeleistung schrittweise anhebt, bis der mindestens eine Stationärspeicher und die mindestens eine Energieerzeugungsanlage ihre maximale Systemleistung erbringen,
- wobei die (Anhebungs-)Schritte so groß gewählt sind, dass der Stationärspeicher versucht (z.B. geregelt wird oder sich selbst regelt, um), den zugehörigen Mehrbedarf an Systemleistung bereitzustellen bzw. auszugleichen. Dieses Verfahren ergibt den Vorteil, dass ein praktisch vollständiges Ausreizen des Stationärspeichers und der Energieerzeugungsanlage durch schrittweise aufbauende Systemleistung ermöglicht wird, und zwar ohne, dass der Ladepunkt einen Ladezustand und Leistungsgrößen des Stationärspeichers und/oder der Energieerzeugungsanlage usw. zu kennen braucht. So kann vorteilhafterweise auf eine Kommunikation zwischen Ladepunkt und Energieerzeugungsanlage und/oder Stationärspeicher verzichtet werden. Dies ist besonders vorteilhaft, wenn Ladepunkt, Energieerzeugungsanlage und/oder Stationärspeicher nicht das gleiche Kommunikationsprotokoll und/oder Schnittstellen verwenden, z.B. weil sie zu unterschiedlichen "Herstellerwelten" gehören. Noch ein Vorteil besteht darin, dass durch das Verfahren keine Einspeisung in das Energieverteilnetz erzeugt wird. Zudem wird durch die Kombination von Stationärspeicher und Energieerzeugungsanlage eine schnellere Ladung des Elektrofahrzeugs ermöglicht als beim ausschließlichen Laden aus Überschüssen der Energieerzeugungsanlage.
Das Elektrofahrzeug kann ein Hybridfahrzeug, z.B. Plug-In-Hybridfahrzeug, PHEV, oder ein vollelektrisch betriebenes bzw. batteriebetriebenes Fahrzeug, BEV, sein. Das Elektrofahrzeug kann ein Personenwagen, Bus, Lastwagen, Motorrad usw. sein.
Das Elektrofahrzeug kann in einer Weiterbildung zum unidirektionalen Aufladen seiner Antriebsbatterie ausgebildet sein. Das Elektrofahrzeug kann in einer Weiterbildung zum bidirektionalen Aufladen, d.h., Aufladen und Entladen, seiner Antriebsbatterie ausgebildet sein.
Das lokale Energienetz dient der Verteilung von Energie in der Liegenschaft. Es kann auch als "Lokalnetz", "Microgrid" oder bei Wohnhäusern als "Heimnetz" bezeichnet werden. Das Energieverteilnetz ist insbesondere ein öffentliches Energieverteilnetz.
Unter Energie und Leistung wird vorliegend elektrische Energie bzw. elektrische Leistung verstanden.
Unter einem "ungeregelten" Verbraucher wird insbesondere ein elektrischer Verbraucher bzw. eine Last verstanden, dessen zu seinem Betrieb bezogene Leistung nicht in Bezug auf die Null-Last-Regelung am Netzanschlusspunkt regelbar ist. Dazu gehören beispielsweise Endverbraucher wie Haushaltsgeräte (Herd, Waschmaschine, Spülmaschine, Toaster, usw.), Mediageräte (Fernseher usw.), Durchlauferhitzer, Lampen, Klimaanlagen usw.
Dass der mindestens eine Ladepunkt dazu eingerichtet ist, nach Anschluss eines Elektrofahrzeugs eine Ladeleistung zum Laden der Antriebsbatterie dieses Elektrofahrzeugs vorzugeben, umfasst insbesondere, dass der Ladepunkt mit einer entsprechenden Regelung ausgestattet ist.
Das Überwachen der elektrischen Leistung über den Netzanschlusspunkt erfolgt bidirektional, d.h., dass zwischen Energieabnahme aus dem Energieverteilnetz und Einspeisung in das Energieverteilnetz unterschieden werden kann. Das Überwachen kann beispielsweise über einen intelligenten Strommesser (sog. "Smart Meter") oder - falls kein Smart Meter vorhanden ist oder der Betreiber des Smart Meters dessen Messdaten nicht mit dem Betreiber der Liegenschaft teilt - über ein topologisch seriell zu dem Netzanschlusspunkt installiertes Energiemessgerät erfolgen. Die Messdaten der Leistungs(bilanz) werden zur Null-Last-Regelung mit der mindestens einen Energieerzeugungsanlage und/oder mit dem mindestens einen Stationärspeicher geteilt. Auch erhält die Ladepunkt diese Messdaten.
Der Stationärspeicher nimmt Energie auf, wenn ein Überschuss im lokalen Energienetz vorhanden ist, bis er voll aufgeladen ist. Kann eine überschüssige Leistung nicht von dem Stationärspeicher aufgenommen werden (z.B., weil er voll aufgeladen ist) und soll eine Einspeisung von Energie in das Stromverteilnetz vermieden werden, regelt die Energieerzeugungsanlage, insbesondere dessen Wechselrichter, die Energieeinspeisung in das lokale Energienetz herunter.
Insbesondere, falls der mindestens eine Stationärspeicher nicht voll aufgeladen ist, wird die mittels der mindestens einen Energieerzeugungsanlage erzeugte Energie zum Laden des Elektrofahrzeugs und nicht zum Laden des Stationärspeichers genutzt, was vorteilhafterweise einen Ladevorgang verkürzen kann.
Dass der mindestens eine Stationärspeicher und die mindestens eine Energieerzeugungsanlage ihre maximale Systemleistung erbringen, bedeutet insbesondere, dass sie die maximale kombinierte elektrische Leistung erbringen bzw. abgeben. Die "Systemleistung" kann also insbesondere der kombinierten elektrischen Leistung des mindestens einen Stationärspeichers und der mindestens einen Energieerzeugungsanlage entsprechen.
Es ist eine Weiterbildung, dass die mindestens eine Energieerzeugungsanlage ihre maximale Erzeugungsleistung bereitstellt. Dies ist besonders vorteilhaft, wenn eine Einspeisung von Strom aus dem lokalen Energienetz in das Energieverteilnetz erlaubt ist. Es entfällt hierbei die ggf. manchmal auftretende Notwendigkeit, die Ausgangsleistung mindestens einer Energieerzeugungsanlage herunterzuregeln.
Es ist eine Weiterbildung, dass die mindestens eine Energieerzeugungsanlage ihre maximal erlaubte Erzeugungsleistung bereitstellt, d.h., diejenige Erzeugungsleistung, die von der Energieerzeugungsanlage maximal abgegeben wird oder werden kann, ohne dass eine Einspeisung von Strom aus dem lokalen Energienetz in das Energieverteilnetz auftritt. Dies ist besonders vorteilhaft, wenn eine Einspeisung von Strom aus dem lokalen Energienetz in das Energieverteilnetz z.B. gesetzlich oder vertraglich verboten ist.
Dass die (Anhebungs-)Schritte so groß gewählt sind, dass der Stationärspeicher versucht, den zugehörigen Mehrbedarf an Systemleistung auszugleichen, umfasst insbesondere, dass eine schrittbedingte Abweichung von der Null-Last am Netzanschlusspunkt nicht nur innerhalb geringer Schwankungsbreiten liegt, welche keine gezielte Anhebung der durch den Stationärspeicher abgegebenen elektrischen Leistung bewirkt, sondern so groß ist, dass der Stationärspeicher versucht, seine aktuell abgegebene elektrische Leistung als Reaktion auf den durch die schrittweise Anhebung zugehörigen Mehrbedarf zu erhöhen. Kann der Stationärspeicher den zugehörigen Mehrbedarf an Systemleistung ausgleichen, erhöht er seine abgegebene elektrische Leistung, ansonsten nicht.
Es ist eine Ausgestaltung, dass die Ladeleistung während des Ladevorgangs an die (aktuell maximal) abgebbare Systemleitung angepasst wird. Dies umfasst beispielsweise, dass die Ladeleistung nach Erreichen eines Maximalwerts abgesenkt wird, wenn weniger Systemleitung bereitgestellt werden kann, beispielsweise, wenn die mindestens eine Energieerzeugungsanlage und der mindestens eine Stationärspeicher nicht mehr so viel elektrische Leistung bereitstellen können. Gleiches gilt auch, wenn ungeregelte Verbraucher ein und ausgeschaltet werden. Die Ladeleistung wird insbesondere so eingestellt, insbesondere eingeregelt, dass am Netzanschlusspunkt die Leistung knapp, aber so weit über Null Watt (Bezug) liegt, dass der Stationärspeicher dagegen regelt, soweit er dazu in der Lage ist. Insbesondere wird die Antriebsbatterie nur so lange mit der zuletzt schrittweise eingestellten Ladeleistung geladen, bis eine Leistungsabnahme aus dem Energieverteilnetz einen vorgegebenen Betrag überschreitet. In diesem Fall kann dann z.B. die Ladeleistung wieder reduziert werden, bis ein geringerer Betrag der Leistungsabnahme aus dem Energieverteilnetz erreicht wird.
Dass der Ladepunkt die Ladeleistung schrittweise anhebt, kann in einer Ausgestaltung so umgesetzt sein, dass der Ladepunkt die Ladeleistung des Elektrofahrzeugs so anhebt, insbesondere ausregelt, dass sich am Netzanschlusspunkt ein Netzbezug mit einer bestimmten bzw. vorgegebenen Schrittweite einstellt, z.B. von 100 W. Die Energieerzeugungsanlage und/oder der Stationärspeicher erhöhen durch die so erzeugte Abweichung von der Null-Last am Netzanschlusspunkt ihre Energieeinspeisung in das lokale Energienetz um einen gleichen Betrag, z.B. von 100 W, bis am Netzanschlusspunkt wieder eine Null-Last anliegt, falls möglich, d.h., falls die Energieerzeugungsanlage ihre Energieeinspeisung weiter hochregeln kann bzw. der Stationärspeicher nicht vollständig entladen ist. Wenn am Netzanschlusspunkt wieder eine Null-Last anliegt, hebt der Ladepunkt die Ladeleistung erneut so an, dass sich ein Netzbezug mit einer bestimmten Schrittweite einstellt, z.B. erneut von 100 W. Die Energieerzeugungsanlage und/oder der Stationärspeicher erhöhen dann erneut ihre Energieeinspeisung in das lokale Energienetz um einen gleichen Betrag, z.B. 100 W, bis am Netzanschlusspunkt wieder eine Null-Last anliegt, falls möglich. Dieses Wechselspiel wird so lange wiederholt, bis der mindestens eine Stationärspeicher und die mindestens eine Energieerzeugungsanlage eine maximale Systemleistung erbringen und daher den durch den Ladepunkt hochgeregelten Strombezug am Netzanschlusspunkt nicht mehr ausgleichen bzw. nicht mehr auf null reduzieren können. Ist dieser Zustand erreicht, wird die Antriebsbatterie so lange mit dem zuletzt eingestellten Ladeleistung geladen, d.h., mit einem typischerweise geringen Strombezug aus dem Energieverteilnetz, aber maximaler Leistungsbereitstellung durch die mindestens eine Energieerzeugungsanlage und den mindestens einen Stationärspeicher, wie der Netzbezug am Netzanschlusspunkt im vorgegebenen Bereich, z.B. von 100 W, bleibt. Dass der Ladepunkt die Ladeleistung schrittweise anhebt, kann in einer anderen Ausgestaltung so umgesetzt sein, dass der Ladepunkt die Ladeleistung zum Laden der Antriebsbatterie mit einer vorgegebenen Schrittweite anhebt. Diese Ausgestaltung ist besonders einfach umsetzbar, da nicht der Bezug am Netzanschlusspunkt auf eine bestimmte Schriftgröße eingestellt wird, sondern nur die Ladeleistung. Die Ladeleistung kann z.B. um 100 W angehoben werden. Dabei kann es aufgrund von Schwankungen in dem Verbrauch im lokalen Energienetz und/oder in der Energieeinspeisung durch die Energieversorgungeinrichtung (z.B. durch sich ändernde Bewölkung) vorkommen, dass dadurch am Netzanschlusspunkt etwas weniger Bezug aus dem Energieverteilnetz eingestellt wird. Dennoch bleibt das bereits oben beschriebene Wechselspiel zwischen Erhöhung der Ladeleistung und Ausgleich des dadurch erzeugten Bezugs durch Null-Last-Regelung grundsätzlich das gleiche.
Die Schrittweite bzw. Größe der Anhebungsschritte ist grundsätzlich nicht eingeschränkt. Je größer die Schritte sind, desto schneller wird die Ladeleistung erreicht, bei welcher der mindestens eine Stationärspeicher und die mindestens eine Energieerzeugungsanlage eine maximale Leistungsbereitstellung erbringen. Nachteilig ist, dass mit Erreichen dieses Zustands der Netzbezug größer ist als bei kleineren Schritten. Es hat sich als ein besonders vorteilhafter Kompromiss zwischen Ladeleistungserhöhung und Netzbezug erwiesen, dass das schrittweise Anheben ein Anheben in Schritten zwischen 50 W und 200 W, insbesondere von ca. 100 W, umfasst.
Es ist ferner eine besonders vorteilhafte Ausgestaltung, dass das schrittweise Anheben ein Anheben in Schritten zwischen 0,5 % und 2 %, insbesondere von ca. 1 %, einer maximalen Ladeleistung umfasst. Kann das Elektrofahrzeug an diesem Ladepunkt beispielsweise mit einer Maximalleistung von 11 kW geladen werden, wären Schritte zwischen 55 W und 220 W besonders vorteilhaft, insbesondere von ca. 110 W.
Es ist eine Weiterbildung, dass die Schrittweite konstant gehalten wird. Es ist eine Weiterbildung, dass die Schrittweite variabel einstellbar ist.
Es ist eine Ausgestaltung, dass eine gezielte Rückspeisung von durch die mindestens eine Energieerzeugungsanlage erzeugten Energie in das Energieverteilnetz verhindert wird. Dies entspricht dem in manchen Ländern oder bei manchen Netzbetreibern vorliegenden Fall, dass Überschüsse der liegenschaftseigenen Energieerzeugungsanlage nicht in das öffentliche Energieverteilnetz eingespeist werden. Um diese Betriebsrandbedingung einzuhalten, kann beispielsweise die Einspeisung der durch die Energieerzeugungsanlage erzeugten Energie in das lokale Energienetz verringert werden, z.B. bei einer Photovoltaikanlage durch Herunterregeln des Wechselrichters.
Die mindestens eine Energieerzeugungsanlage umfasst mindestens eine regenerative Energieerzeugungsanlage. Es ist eine Ausgestaltung, dass die mindestens eine Energieerzeugungsanlage mindestens eine Photovoltaik-Anlage, mindestens eine Windkraftanlage, eine stromerzeugende Holzfeueranlage und/oder eine Geothermie-Anlage usw. umfasst.
Es ist eine Ausgestaltung, dass mindestens eine Energieerzeugungsanlage über einen Wechselrichter an das lokale Energienetz angeschlossen ist und der Wechselrichter so geregelt wird, dass er die von der Energieerzeugungsanlage in das lokale Energienetz eingespeiste Energie zur Null-Last-Regelung variiert. In anderen Worten kann die Energieerzeugungsanlage, wenn eine nicht erlaubte Einspeisung von Überschussenergie in das Energieverteilnetz droht oder vorliegt, seinen Wechselrichter so regeln, dass am Netzanschlusspunkt eine Null-Last bleibt bzw. wieder erreicht wird. Dieser Fall kann beispielsweise auftreten, wenn der Überschuss nicht durch den Stationärspeicher zwischengespeichert werden kann, z.B. weil dieser voll aufgeladen ist. Droht folgend ein Netzbezug, kann die von der Energieerzeugungsanlage in das lokale Energienetz eingespeiste Energie wieder hochgeregelt werden.
Es ist eine Ausgestaltung, dass die Liegenschaft ein Wohnhaus, insbesondere ein Einfamilienhaus, ist. Dies dient vorteilhafterweise der Verbreitung der Elektromobilität. Jedoch kann die Liegenschaft grundsätzlich auch eine kommerziell genutzte Liegenschaft sein, z.B. ein Bürohaus, ein Kleinbetrieb, usw.
Es ist eine Ausgestaltung, dass der Ladepunkt eine Wallbox ist. Es ist eine Weiterbildung, dass der Ladepunkt ein mit dem Elektrofahrzeug induktiv koppelnder Stellplatz ist.
Die Aufgabe wird auch gelöst durch ein System mit Liegenschaft und Elektrofahrzeug, wobei das Elektrofahrzeug zum Laden seiner Antriebsbatterie an einen Ladepunkt der Liegenschaft anschließbar ist und wobei das System zum Durchführen des Verfahrens wie oben beschrieben eingerichtet ist.
Das System kann analog zu dem Verfahren ausgebildet werden und weist die gleichen Vorteile auf.
Die oben beschriebenen Eigenschaften, Merkmale und Vorteile dieser Erfindung sowie die Art und Weise, wie diese erreicht werden, werden klarer und deutlicher verständlich im Zusammenhang mit der folgenden schematischen Beschreibung eines Ausführungsbeispiels, das im Zusammenhang mit den Zeichnungen näher erläutert wird.
Fig.1 zeigt ein System mit einer Liegenschaft und einem Elektrofahrzeug;
Fig.2 zeigt einen Verlauf einer Ladeleistung zum Laden einer Antriebsbatterie des Elektrofahrzeugs aus Fig.1 mittels einer möglichen Variante des erfindungsgemäßen Verfahrens.
Fig.1 zeigt ein System HOME, EV mit einer Liegenschaft z.B. in Form eines Einfamilienhauses, HOME und einem Elektrofahrzeug EV.
Das Einfamilienhaus HOME weist ein lokales Energienetz LOG auf, das über einen Netzanschlusspunkt NCP mit einem öffentlichen Energieverteilnetz EVN verbunden ist. An dem Netzanschlusspunkt NCP befindet sich ein Smart Meter SM, das den Stromfluss bzw. die aktuell über den Netzanschlusspunkt NCP fließende Leistung in beiden Richtungen messen kann. An das lokale Energienetz LOC sind ein Ladepunkt EVSE z.B. in Form einer Wallbox zum Anschließen des Elektrofahrzeugs EV über ein Ladekabel K, mehrere ungeregelte Verbraucher oder Lasten L, eine Energieerzeugungsanlage in Form einer Photovoltaik-Anlage PV und ein Stationärspeicher SES angeschlossen.
Die Photovoltaik-Anlage PV und der Stationärspeicher SES sind über einen Kommunikationskanal COM mit dem Smart Meter SM verbunden und erhalten darüber die Messwerte über die aktuelle Leistungs(bilanz) am Netzanschlusspunkt NCP. Die Photovoltaik-Anlage PV und der Stationärspeicher SES sind so geregelt, dass sie versuchen, am Netzanschlusspunkt NCP eine Null-Last-Regelung zu erreichen. Ferner ist der Ladepunkt EVSE über einen Kommunikationskanal COM mit dem Smart Meter SM verbunden und erhält ebenfalls Messwerte über die aktuelle Leistung am Netzanschlusspunkt NCP.
Wird durch die Photovoltaik-Anlage PV ein Überschuss an Energie erzeugt, wird dieser zunächst dazu genutzt, den Stationärspeicher SES aufzuladen. Ist der Stationärspeicher SES aufgeladen und soll eine Energieeinspeisung in das Energieverteilnetz EVN vermieden werden, kann die von der Photovoltaik-Anlage PV in das lokale Energienetz LOC eingespeiste Leistung verringert werden, z.B. durch Herunterregeln eines typischerweise vorhandenen Wechselrichters WR. Kann die Photovoltaik-Anlage PV den Energiebedarf im lokalen Energienetz LOC nicht mehr vollständig decken, wird Leistung aus dem Stationärspeicher SES entnommen. Die Aufladeleistung bzw. die Entladeleistung des Stationärspeicher SES orientiert sich daran, dass die Leistungsbilanz am Netzanschluss Null entspricht (Null-Last).
Bei dem vorliegenden Verfahren zum Aufladen einer Antriebsbatterie BAT des Elektrofahrzeugs EV wird durch den Ladepunkt EVSE nach Anschluss des Elektrofahrzeugs EV ausgehend von 0 W eine Ladeleistung PEL derart eingestellt, dass sich am Netzanschlusspunkt NCP der Abnahme aus dem Energieverteilnetz EVN um einen bestimmten Betrag bzw. eine bestimmte Schrittweite AW erhöht, z.B. von AW = 100 W. Der Ladepunkt EVSE kann die Einstellung der Abnahme aus dem Energieverteilnetz EVN unter Nutzung der Messdaten des Smart Meters SM einstellen. Im Folgenden sei angenommen, dass eine Erhöhung der am Netzanschlusspunkt NCP erzeugten Abnahme der Ladeleistung PEL an dem Elektrofahrzeug EV entspricht, also eine Erhöhung der Ladeleistung PEL am Elektrofahrzeug EV um die bestimmte Schrittweite AW zunächst eine gleich große Erhöhung der Leistungsabnahme aus dem Energieverteilnetz EVN bewirkt.
Diese Abweichung von der Null-Last wird durch die Photovoltaik-Anlage PV und den Stationärspeicher SES erkannt. Ist die Photovoltaik-Anlage PV bzw. deren Wechselrichter WR heruntergeregelt, kann in einer Weiterbildung zunächst die Photovoltaik-Anlage PV hochgeregelt werden, bis am Netzanschlusspunkt NCP wieder die Null-Last anliegt. Speist hingegen die Photovoltaik-Anlage PV bereits die aktuell maximale Leistung in das lokale Energienetz LOC, wird Leistung (der Schriftgröße AW von 100 W) aus dem Stationärspeicher SES abgerufen und in das lokale Energienetz LOC eingespeist, bis am Netzanschlusspunkt NCP wieder die Null-Last anliegt. Liegt am Netzanschlusspunkt NCP wieder eine Null-Last an, wird dies durch den Ladepunkt EVSE erkannt, und der Ladepunkt EVSE erhöht seine Ladeleistung PEL erneut, hier: konstant um die gleiche Schrittweite von AW = 100 W. Die Photovoltaik-Anlage PV und der Stationärspeicher SES versuchen dann erneut, die Null-Last am Netzanschlusspunkt NCP zu erreichen, usw.
Dieses Wechselspiel kann so lange durchgeführt werden bis (a) die maximale Ladeleistung PEL erreicht ist oder (b) die Photovoltaik-Anlage PV und der Stationärspeicher SES eine maximale Leistungsbereitstellung in das lokale Energienetz LOC erbringen. Wann Fall (b) erreicht ist, lässt sich durch den Ladepunkt EVSE dadurch feststellen, dass es der Photovoltaik-Anlage PV und dem Stationärspeicher SES nicht mehr gelingt, die Null-Last am Netzanschlusspunkt NCP wiederherzustellen.
Der Ladepunkt EVSE kann dann die zuletzt eingestellte Ladeleistung PEL halten, was den Vorteil einer besonders effektiven Aufladung mittels selbst erzeugter regenerativer Energie umfasst.
Fig.2 zeigt einen zeitlichen Verlauf der Ladeleistung PEL in W zum Laden der Antriebsbatterie BAT des Elektrofahrzeugs EV aus Fig.1. Die Ladeleistung PEL wird in Stufen von 100 W erhöht, bis eine finale Ladeleistung PEL von 2000 W erreicht worden ist, welche zusammen mit der durch die Verbraucher L verbrauchten Leistung nicht mehr vollständig durch die Photovoltaik-Anlage PV und den Stationärspeicher SES abgedeckt werden kann.
Selbstverständlich ist die vorliegende Erfindung nicht auf das gezeigte Ausführungsbeispiel beschränkt.
Allgemein kann unter "ein", "eine" usw. eine Einzahl oder eine Mehrzahl verstanden werden, insbesondere im Sinne von "mindestens ein" oder "ein oder mehrere" usw., solange dies nicht explizit ausgeschlossen ist, z.B. durch den Ausdruck "genau ein" usw.
Auch kann eine Zahlenangabe genau die angegebene Zahl als auch einen üblichen Toleranzbereich umfassen, solange dies nicht explizit ausgeschlossen ist. Bezugszeichenliste
BAT Antriebsbatterie
COM Kommunikationskanal
EVN Energieverteilnetz
EVSE Ladepunkt
HOME Einfamilienhaus
K Ladekabel
L Ungeregelter Verbraucher
LOG Lokales Energienetz
N Netzanschlusspunkt
PEV Ladeleistung
PV Photovoltaik-Anlage
SES Stationärspeicher
SM Smart Meter t Zeit
AW Schrittweite
WR Wechselrichter

Claims

Patentansprüche Verfahren zum Laden einer Antriebsbatterie (BAT) mindestens eines Elektrofahrzeugs (EV) an mindestens einem Ladepunkt (EVSE) einer Liegenschaft (HOME) mit einem lokalen Energienetz (LOC), das über einen Netzanschlusspunkt (NCP) an ein Energieverteilnetz (EVN) angeschlossen ist und an dem mehrere ungeregelte Verbraucher (L) sowie der mindestens eine Ladepunkt (EVSE), mindestens ein Stationärspeicher (SES) und mindestens eine Energieerzeugungsanlage (PV) angeschlossen sind, wobei der mindestens eine Ladepunkt (EVSE) dazu eingerichtet ist, nach Anschluss eines jeweiligen Elektrofahrzeugs (EV) eine Ladeleistung (PEL) zum Laden der Antriebsbatterie (BAT) dieses Elektrofahrzeugs (EV) vorzugeben, und wobei bei dem Verfahren
- eine über den Netzanschlusspunkt (NCP) fließende elektrische Leistung bidirektional überwacht wird,
- der mindestens eine Stationärspeicher (SES) mittels einer Null-Last-Regelung am Netzanschlusspunkt (NCP) betrieben wird und
- der mindestens eine Ladepunkt (EVSE) nach Anschluss des Elektrofahrzeugs (EV) die Ladeleistung (PEL) schrittweise anhebt, bis der mindestens eine Stationärspeicher (SES) und die mindestens eine Energieerzeugungsanlage (PV) ihre maximale Systemleistung erbringen,
- wobei die Schritte so groß gewählt sind, dass der Stationärspeicher (SES) versucht, den zugehörigen Mehrbedarf an Systemleistung bereitzustellen. Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem die Ladeleistung (PEL) an die aktuell maximal abgebbare Systemleitung und/oder einen aktuellen Verbrauch der ungeregelten Verbraucher (L) angepasst wird. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Ladepunkt (EVSE) die Ladeleistung (PEL) dergestalt schrittweise anhebt, dass sich am Netzanschlusspunkt (NCP) ein Netzbezug mit einer bestimmten Schrittweite (AW) einstellt. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 2, bei dem der Ladepunkt (EVSE) die Ladeleistung (PEL) des Elektrofahrzeugs (EV) dergestalt schrittweise anhebt, dass der Ladepunkt (EVSE) die Ladeleistung (PEL) mit einer vorgegebenen Schrittweite (AW) anhebt.
5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem das schrittweise Anheben ein Anheben in Schritten mit einer Schrittweite (AW) zwischen 50 W und 200 W umfasst.
6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem das schrittweise Anheben ein Anheben in Schritten mit einer Schrittweite (AW) zwischen 0,5 % und 2 % einer maximalen Ladeleistung (PEL) umfasst.
7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem eine gezielte Rückspeisung von durch die mindestens eine Energieerzeugungsanlage (PV) erzeugten Energie in das Energieverteilnetz (EVN) verhindert wird.
8. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die mindestens eine Energieerzeugungsanlage (PV) eine Photovoltaik-Anlage und/oder eine Windkraftanlage umfasst.
9. Verfahren nach den Ansprüchen 7 und 8, bei dem mindestens eine Energieerzeugungsanlage (PV) über einen Wechselrichter (WR) an das lokale Energienetz (LOC) angeschlossen ist und der Wechselrichter (WR) so geregelt wird, dass er die von der Energieerzeugungsanlage (PV) in das lokale Energienetz (LOC) eingespeiste Energie zur Nulllastregelung variiert.
10. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die Liegenschaft ein Wohnhaus (HOME) , insbesondere ein Einfamilienhaus, ist.
11. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem der Ladepunkt (EVSE) eine Wallbox ist.
12. System (HOME, EV) mit einer Liegenschaft (HOME) und einem Elektrofahrzeug (EV), wobei das Elektrofahrzeug (EV) zum Laden seiner Antriebsbatterie (BAT) an einen Ladepunkt (EVSE) der Liegenschaft (HOME) anschließbar ist und wobei das System (HOME, EV) zum Durchführen des Verfahrens nach einem der vorhergehenden Ansprüche eingerichtet ist.
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