PV-Anlage und Ladestation im Eindrahtschema kombinieren

Photovoltaik und Ladestation werden oft als ein Energiesystem vermarktet: Solarstrom vom Dach lädt das Auto. Im elektrischen Eindrahtschema liegen jedoch normalerweise zwei unterschiedliche Zweige am Verteilsystem. Der PV-Wechselrichter speist auf seiner AC-Seite ein; die Ladestation bezieht Energie über einen eigenen Endstromkreis. Ein Energiemanagement kann beide messen und steuern, macht aus ihnen aber nicht automatisch eine direkte Reihenschaltung.

Ein gutes gemeinsames Schema zeigt Energiequellen, mögliche Stromrichtungen, Schutzgrenzen und Messpunkte. Es vermeidet zugleich Aussagen, die nur der Hersteller, der Netzbetreiber oder die konkrete Auslegung bestätigen kann.

Die drei Ebenen auseinanderhalten

Erfassen Sie zunächst drei zusammenhängende, aber getrennte Ebenen:

1. Netz und Hauptverteilung: Anschluss, Zähler, Hauptschutz, Erdung und relevante Verteiler.
2. PV-Erzeugung: Module oder Strings, DC-Komponenten, Wechselrichter, AC-Schutz und Einspeisepunkt.
3. Ladeverbraucher: eigener Stromkreis, Überstrom- und Fehlerstromschutz, Leitung, Ladepunkt und gegebenenfalls Laststeuerung.

Nur wenn ein Hersteller ein anderes, zugelassenes Systemkonzept vorgibt – etwa einen bidirektionalen Ladepunkt oder ein integriertes Hybridgerät – darf das Schema diese abweichende Topologie zeigen. Dann gehören Herstellerunterlagen und Geräteversionen ins Dossier.

Typische gemeinsame AC-Topologie

Eine konventionelle Anlage kann vereinfacht so aussehen:

Verteilnetz ↔ Zähler ↔ Hauptverteiler
                         ├─ PV-AC-Zweig ↔ AC-Schutz ↔ Wechselrichter ↔ PV-DC-Seite
                         └─ Ladezweig → Schutz → Leitung → Ladestation → Fahrzeug
                                      └─ Messung/Lastmanagement, falls vorhanden

Der Doppelpfeil am Netz und am PV-Zweig macht mögliche Energieflüsse sichtbar; er ersetzt keine Schutzangabe. Der Ladezweig ist bei einer üblichen unidirektionalen Wallbox ein Verbraucherzweig. Zeichnen Sie ihn nicht als Erzeuger, nur weil die Software „PV-Überschussladen“ unterstützt.

PV-Zweig vollständig dokumentieren

Für eine hauswirtschaftliche Niederspannungs-PV-Anlage bis 10 kVA enthält Kapitel 7.112 von AREI Buch 1 V06 besondere Regeln zusätzlich zu den allgemeinen Anforderungen. Im Schema beziehungsweise Dossier müssen die tatsächlich vorhandenen Komponenten nachvollziehbar bleiben:

• PV-Generator mit String- und Modulstruktur, soweit für die elektrische Dokumentation erforderlich;
• DC-Leitungen, Polarität und Querschnitt;
• DC-Trenn- und Schutzeinrichtungen, wenn installiert oder im Wechselrichter integriert;
• Wechselrichter mit Modell und maximaler AC-Leistung;
• AC-Leitung, Überstromschutz, RCD und weitere Schutzgeräte entsprechend Auslegung und Hersteller;
• eindeutiger Anschlusspunkt am Verteiler;
• Warn- und Kennzeichnungsinformationen, die zur ausgeführten Anlage gehören.

Der Leitfaden PV-Anlage im Eindrahtschema vertieft diesen Zweig. Ersetzen Sie konkrete Herstellerdaten nicht durch pauschale Angaben wie „PV-Sicherung“.

Ladezweig als getrennten Stromkreis zeigen

Kapitel 7.22 verlangt für jeden Anschlusspunkt einer ortsfesten konduktiven Ladestation einen getrennten Stromkreis. Jeder getrennte AC-Stromkreis erhält individuell einen Fehlerstromschutz von höchstens 30 mA; zusätzlich muss der Schutz bei störenden Gleichstromanteilen durch ein geeignetes RCD oder die koordinierte Kombination mit einer Gleichfehlerstrom-Nachweiseinrichtung gewährleistet werden. Auch der Überstromschutz ist für den getrennten Stromkreis auszuführen.

Im Schema stehen deshalb mindestens:

• Stromkreisreferenz und Phasen;
• Überstrom-Schutzeinrichtung mit Polzahl und Bemessungsstrom;
• Fehlerstromschutz einschließlich Typ und gegebenenfalls koordinierter DC-Erkennung;
• Leitungstyp, Leiterzahl und Querschnitt;
• Ladestation und Anzahl der Anschlusspunkte;
• Nennleistung beziehungsweise maximaler Ladestrom;
• fest installierte Steuer- oder Abschaltkomponenten.

Welche Kombination im konkreten Gerät zulässig ist, folgt aus AREI, Produktnormen und Herstellerdokumentation. Die Gegenüberstellung von RCD Typ A und Typ B ersetzt diese Geräteprüfung nicht.

Lastmanagement sichtbar, aber nicht überladen darstellen

PV-Überschussladen oder eine Begrenzung des Netzbezugs benötigt Messwerte und eine Steuerlogik. Je nach System können ein Energiezähler, Stromsensoren, ein Controller, Datenleitungen und ein steuerbarer Ladepunkt beteiligt sein. Im Eindrahtschema gehören die elektrisch relevanten festen Komponenten an den richtigen Ort:

• Messpunkt am Netzanschluss oder am betroffenen Verteiler;
• Stromwandler mit korrekter Phasenzuordnung, wenn fest eingebaut;
• Versorgung des Energiemanagers;
• Schütz oder Steuerkontakt, wenn er eine elektrische Trenn- oder Freigabefunktion besitzt;
• Datenverbindung nur so weit, wie sie zum Verständnis der Funktion nötig ist.

Eine gestrichelte Steuerlinie kann Energie- und Kommunikationspfad unterscheiden. Definieren Sie sie in der Legende. Schreiben Sie nicht „100 % Solarstrom“: Netzbezug, PV-Leistung, Fahrzeugbedarf und Regelstrategie ändern sich laufend.

Einphasig, dreiphasig und Leistungsbilanz

Dokumentieren Sie die wirkliche Phasenbelegung von Wechselrichter und Ladestation. Bei einphasiger PV und dreiphasigem Laden kann eine saldierende Messung wirtschaftlich relevant sein, ändert aber nicht die physikalische Phasenbelegung. Eine Softwareeinstellung zur Leistungsbegrenzung ersetzt außerdem weder Leiterdimensionierung noch den Schutz gegen Überstrom.

Die Zuordnung von Kabelquerschnitt und Schutzorgan bleibt deshalb für PV- und Ladezweig jeweils separat und vollständig nachzuweisen.

Prüfen Sie für die Planung unter anderem:

• Anschlussleistung und zulässige Phasenbelastung;
• gleichzeitige Verbraucher und Erzeuger;
• Bemessung von Sammelschienen und vorgeschalteten Geräten für mögliche Stromrichtungen;
• Kurzschluss-, Selektivitäts- und Spannungsfallbedingungen;
• Herstellergrenzen der Mess- und Steuereinrichtungen.

Das Schema dokumentiert das Ergebnis dieser Berechnung, nicht die Berechnung selbst.

Bidirektionales Laden gesondert behandeln

Kann eine Ladestation Energie aus dem Fahrzeug in die feste Anlage oder ins Netz zurückspeisen, ist sie nicht mehr nur Verbraucher. AREI 7.22.5.4 verlangt dann die Berücksichtigung der Regeln für dezentrale Erzeugung und Warnkennzeichnungen an betroffenen Ladestationen und Verteilern. Nach Synergrid fällt bidirektionale oder technisch bidirektional fähige Ladeinfrastruktur in den Anwendungsbereich von C10/11 und der C10/26-Homologation; rein unidirektionale Ladegeräte nicht.

Zeichnen Sie bei bidirektionalen Systemen Stromrichtungen, Trenn- und Schutzfunktionen exakt nach dem genehmigten Systemkonzept. Übertragen Sie keine Topologie einer normalen Wallbox auf Vehicle-to-Home oder Vehicle-to-Grid.

Situationsplan und Dossier

Der Situationsplan lokalisiert Module, Wechselrichter, relevante Trennstellen, Verteiler, feste Messgeräte, Ladestation und Parkplatzbezug. Verwenden Sie dieselben Stromkreisreferenzen wie im Eindrahtschema. Datenblätter, Einstellungen, Konformitätsunterlagen der Geräte und Änderungen bleiben Bestandteil des Installationsdossiers.

Vor Abschluss sollten Fachplaner oder Installateur prüfen:

• stimmen Schema, Verteilerbeschriftung und Ist-Anlage überein;
• sind beide Zweige bis zum gemeinsamen Anschlusspunkt nachvollziehbar;
• ist die Richtung jedes Energiepfads richtig;
• sind Schutzgeräte nicht doppelt oder an der falschen Seite eingezeichnet;
• ist Lastmanagement als Steuerung und nicht als Schutzersatz dargestellt;
• ist die Ladefunktion unidirektional oder bidirektional eindeutig dokumentiert?

Änderungen später sauber nachführen

Gerade bei gekoppelten Energiesystemen bleibt die erste Ausführung selten unverändert. Ein neuer Wechselrichter, eine zweite Modulfläche, ein stärkerer Ladepunkt, ein Batteriespeicher oder eine geänderte Messmethode kann die Topologie beeinflussen. Aktualisieren Sie nicht nur den Gerätenamen, sondern prüfen Sie den gesamten Pfad bis zum gemeinsamen Verteiler.

Bei einer Erweiterung sind insbesondere neu zu erfassen:

• zusätzliche Quelle oder zusätzlicher Anschlusspunkt;
• geänderte maximale AC-Leistung und mögliche Stromrichtung;
• neue oder anders koordinierte Schutzgeräte;
• geänderte Sensorposition und Phasenzuordnung des Lastmanagements;
• neue Leitungsdaten, Verteilerabgänge und Beschriftungen;
• Softwarebegrenzungen nur zusammen mit der zugehörigen Geräte- und Einstellungsdokumentation.

Ein Batteriespeicher oder bidirektionales Fahrzeug darf nicht als unsichtbare Softwarefunktion behandelt werden. Sobald Energie aus einer weiteren Quelle in die feste Installation gelangen kann, müssen Quelle, Trennung, Schutz und Warnhinweise in der technischen Dokumentation nachvollziehbar sein. Archivieren Sie die ersetzte Fassung und kennzeichnen Sie die aktuelle Version eindeutig.

Praxisbeispiel: zweiter Ladepunkt an einer bestehenden PV-Anlage

Ein Gebäude besitzt bereits einen PV-Wechselrichter und eine unidirektionale Wallbox. Später soll ein zweiter Anschlusspunkt hinzukommen. Beginnen Sie nicht mit einer Kopie des ersten Symbols. Prüfen Sie, ob ein separates Gerät, eine Ladestation mit zwei Anschlusspunkten oder eine andere Herstellerarchitektur eingesetzt wird und wo die jeweiligen Überstrom- und Fehlerstromschutzfunktionen tatsächlich liegen. Kapitel 7.22 enthält für mehrere nicht gleichzeitig genutzte Anschlusspunkte eine eng begrenzte Möglichkeit gemeinsamer Überstromschutzeinrichtungen, wenn der erforderliche Schutz für jeden Punkt erhalten bleibt. Daraus folgt keine pauschale Freigabe für gemeinsam genutzte Leitungen oder RCDs.

Aktualisieren Sie anschließend Anschlussleistung, Phasenbelegung und Lastmanagement. Der zweite Punkt kann die Summe dynamisch teilen, aber die Zeichnung muss weiterhin jeden Anschlusspunkt, seine reale elektrische Unterteilung und die maximale freigegebene Belastung erkennen lassen. Sensoren müssen zum gemessenen Leiter und zur richtigen Flussrichtung passen. Eine Softwareansicht mit zwei Ladeplätzen ersetzt weder as-built Verdrahtung noch Geräteunterlagen.

Prüfen Sie auch den PV-Pfad erneut. Hat sich nur der Verbrauch geändert, bleiben Module und Wechselrichter zwar dieselben, doch die Bewertung des gemeinsamen Verteilers und der Stromrichtungen kann sich ändern. Wird gleichzeitig ein Hybridwechselrichter oder Speicher ergänzt, handelt es sich um eine zusätzliche Quelle beziehungsweise Betriebsart, die mit eigener Schutz-, Trenn- und Dokumentationslogik erfasst werden muss.

Von der Zeichnung zur prüfbaren Inbetriebnahmeakte

Ordnen Sie jedem gezeichneten Grenzpunkt einen Nachweis zu: Typenschild oder Datenblatt für Leistungswerte, Herstellerplan für integrierte Schutzfunktionen, Messprotokoll für die ausgeführte Anlage und Konfigurationsauszug für relevante Leistungsgrenzen. Kennzeichnen Sie Annahmen ausdrücklich als offen. Tragen Sie einen RCD-Typ oder eine DC-Erkennung erst dann als vorhanden ein, wenn Gerät und Einbau das belegen.

Bei der Abschlusskontrolle hilft eine Energieflussprobe für mehrere Zustände:

1. nachts laden ohne PV-Erzeugung;
2. PV erzeugt bei geringem Gebäudeverbrauch;
3. PV und Fahrzeug laufen gleichzeitig an einer dynamischen Netzbegrenzung;
4. Kommunikation oder Messung des Lastmanagements fällt aus;
5. bei bidirektionaler Technik fließt Energie aus dem Fahrzeug zurück.

Für jeden Zustand müssen Strompfad, Begrenzung, Schutz und Fail-safe-Verhalten aus Herstellerkonzept und Planung nachvollziehbar sein. Das Eindrahtschema muss nicht jede Softwareentscheidung abbilden, darf aber keine mögliche Speiserichtung oder elektrisch relevante Komponente verbergen.

Netz- und Produktfreigabe nicht vermischen

Die AREI-Dokumentation, die Synergrid-Typgenehmigung und das Verfahren des zuständigen Verteilnetzbetreibers beantworten verschiedene Fragen. Ein AREI-konform geplantes Schutzkonzept beweist keine C10/26-Listung. Umgekehrt bestätigt ein gelistetes Gerät nicht die korrekte Installation im konkreten Gebäude. Für rein unidirektionale Ladegeräte stellt Synergrid aktuell klar, dass sie nicht wegen C10/11 ed.2.4 eine C10/26-Homologation benötigen; andere technische oder netzbezogene Bedingungen können trotzdem gelten.

Halten Sie deshalb Gerätetyp, Firmware, Uni- oder Bidirektionalität, Netzbetreiberkommunikation und tatsächliche Inbetriebnahmeeinstellungen gemeinsam mit der Planrevision fest. So bleibt erkennbar, auf welchem technischen Stand eine Freigabe oder Kontrolle beruhte.

Beschriften Sie am Verteiler PV- und Ladeabgang so, dass sie den Referenzen im Plan entsprechen. Bei möglicher Rückspeisung müssen die vorgeschriebenen Warnhinweise an den tatsächlich betroffenen Stellen angebracht sein; eine Notiz nur in der App genügt nicht. Vergleichen Sie vor Übergabe Schild, Stromkreisreferenz, Gerätetyp und Energieflussrichtung mit der Endfassung des Schemas.

Mit PlanElec arbeiten

In PlanElec lassen sich PV- und Ladezweig im Eindrahtschema erfassen, mit dem Situationsplan abgleichen und als PDF exportieren. Der orientierende Selbstcheck kann unterstützte Angaben auf Auffälligkeiten prüfen. PlanElec berechnet jedoch keine vollständige Schutzkoordination, bestätigt keine Netzbetreiberfreigabe oder AREI-Konformität und erstellt keinen offiziellen Prüfbericht.

Amtliche Quellen

• AREI/RGIE Buch 1 beim FÖD Wirtschaft: Kapitel 7.22, 7.112 sowie Teile 3 und 9, geprüfter Stand V06.
• Synergrid: Homologation dezentraler Erzeugungseinheiten: C10/11 ed.2.4, C10/26 und Abgrenzung bidirektionaler Ladeinfrastruktur.

Fachlicher Prüfstand: 29.08.2026. Netzanschlussbedingungen und Herstellerstände sind vor Ausführung aktuell beim zuständigen Netzbetreiber beziehungsweise Hersteller zu prüfen.