PV-Anlage und Ladestation im Eindrahtschema kombinieren

PV-Anlage und Ladestation sind im Eindrahtschema zwei getrennte Zweige am selben Verteiler. Der PV-Wechselrichter speist auf seiner AC-Seite ein, die Ladestation bezieht Energie über einen eigenen Endstromkreis. Ein Energiemanagement misst und steuert beide, schaltet sie aber nicht in Reihe. Genau so zeichnest du sie auch: zwei Abgänge, klare Stromrichtungen, Schutzgeräte an der richtigen Stelle und das Lastmanagement als Steuerung.

Ein gutes gemeinsames Schema zeigt Energiequellen, mögliche Stromrichtungen, Schutzgrenzen und Messpunkte. Was nur Hersteller, Netzbetreiber oder die konkrete Auslegung bestätigen können, holst du dir als Nachweis und trägst es erst dann ein.

Beispielauftrag fortsetzen: EV1 an DB1 ergänzen

Im gemeinsamen fiktiven Auftrag aus dem PV-Leitfaden bleiben S1 und S2 über INV1 mit DB1 verbunden. EV1 ist ein neuer unidirektionaler Ladepunkt am Stellplatz. Zeichne den Ladezweig bis zu seiner tatsächlichen Anschlussstelle in DB1; EV1 liegt nicht in Reihe mit INV1. Die Namen dienen der Erklärung und sind keine verpflichtenden Referenzen.

Der PV-Positionsplan ordnet dieselben Referenzen räumlich zu. Mit der Installations-Anleitung prüfst du die erfassten elektrischen Verbindungen im Modell. Die Belastbarkeit von Leitern und Geräten belegst du mit Dimensionierung und Datenblatt, nicht mit einem Anzeigewert des Lastmanagements.

Die drei Ebenen auseinanderhalten

Erfasse zuerst 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, Überstromschutz, Differenzialschalter, Leitung, Ladepunkt und gegebenenfalls Laststeuerung.

Gibt der Hersteller ein anderes, zugelassenes Systemkonzept vor – etwa einen bidirektionalen Ladepunkt oder ein integriertes Hybridgerät –, zeichnest du genau diese Topologie. Herstellerunterlagen und Geräteversionen gehören dann ins Dossier.

Typische gemeinsame AC-Topologie

Eine konventionelle Anlage sieht vereinfacht so aus:

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 zeigt mögliche Energieflüsse; die Schutzangabe steht trotzdem am Gerät. Eine übliche unidirektionale Wallbox ist ein Verbraucherzweig. Sie bleibt das auch dann, wenn die Software „PV-Überschussladen“ anbietet – zeichne sie nicht als Erzeuger.

PV-Zweig vollständig dokumentieren

Für hauswirtschaftliche Niederspannungs-PV-Anlagen bis 10 kVA ergänzt Kapitel 7.112 von AREI Buch 1 V06 die allgemeinen Anforderungen um besondere Maßnahmen: Kennzeichnung der DC-Leiter und der aktiven AC-Leiter, Warnschilder („Nicht unter Last ausschalten“, „Elektrische Anlage steht immer unter Spannung“) und die Erdung der Modulrahmen, sofern der Hersteller sie nicht verbietet (Abschnitt 7.112.2). Im Schema beziehungsweise Dossier bleiben die tatsächlich vorhandenen Komponenten nachvollziehbar:

• 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, Differenzialschalter und weitere Schutzgeräte nach Auslegung und Hersteller;
• eindeutiger Anschlusspunkt am Verteiler;
• Warn- und Kennzeichnungsinformationen der ausgeführten Anlage.

Der Leitfaden PV-Anlage im Eindrahtschema vertieft diesen Zweig. Trage konkrete Herstellerdaten ein, keine Sammelbezeichnung wie „PV-Sicherung“.

Ladezweig als getrennten Stromkreis zeigen

AREI 7.22.3 verlangt für jeden Anschlusspunkt einer Ladestation einen getrennten Stromkreis; eine Ladestation über eine Steckvorrichtung an die feste Anlage anzuschließen ist verboten. Beim Schutz durch automatische Abschaltung schützt nach 7.22.4.1 b ein eigener Differenzialschalter mit höchstens 30 mA jeden getrennten Wechselstromkreis. Zusätzlich muss der Schutz bei Isolationsfehlern mit störendem Gleichstromanteil funktionieren: entweder über einen dafür gebauten Differenzialschalter oder über einen Differenzialschalter in Koordination mit einer Fehlergleichstrom-Nachweiseinrichtung, die die Ladestation abschaltet. Nach 7.22.4.2 hat außerdem jeder getrennte Stromkreis seinen eigenen Überstromschutz. Diese Einrichtungen dürfen im Verteiler, in der Ladestation oder kombiniert sitzen.

Im Schema stehen deshalb mindestens:

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

Steht die Ladestation im Freien, verlangt 7.22.5.1 für die Betriebsmittel mindestens IP44. Welche Kombination im konkreten Gerät zulässig ist, entscheiden AREI, Produktnormen und Herstellerdokumentation gemeinsam. Hintergrund liefert die Gegenüberstellung von FI Typ A und Typ B; die Freigabe des konkreten Geräts holst du dir aus dessen Unterlagen.

Lastmanagement sichtbar, aber nicht überladen darstellen

PV-Überschussladen oder eine Begrenzung des Netzbezugs braucht Messwerte und eine Steuerlogik. Je nach System sind Energiezähler, Stromsensoren, Controller, Datenleitungen und ein steuerbarer Ladepunkt beteiligt. Im Eindrahtschema stehen die elektrisch relevanten festen Komponenten an ihrem 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 hat;
• Datenverbindung nur so weit, wie sie zum Verständnis der Funktion nötig ist.

Eine gestrichelte Steuerlinie trennt Kommunikations- von Energiepfaden; definiere sie in der Legende. „100 % Solarstrom“ gehört nicht ins Schema: Netzbezug, PV-Leistung, Fahrzeugbedarf und Regelstrategie ändern sich laufend.

Einphasig, dreiphasig und Leistungsbilanz

Dokumentiere die wirkliche Phasenbelegung von Wechselrichter und Ladestation. Bei einphasiger PV und dreiphasigem Laden ist eine saldierende Messung wirtschaftlich interessant, an der physikalischen Phasenbelegung ändert sie nichts. Eine Softwarebegrenzung der Leistung steuert den Betrieb; Leiterdimensionierung und Überstromschutz weist du trotzdem eigenständig nach.

Die Zuordnung von Kabelquerschnitt und Schutzorgan belegst du deshalb für PV- und Ladezweig jeweils separat und vollständig.

Prüfe für die Planung unter anderem:

• Anschlussleistung und zulässige Phasenbelastung;
• gleichzeitige Verbraucher und Erzeuger;
• Bemessung von Sammelschienen und vorgeschalteten Geräten für alle möglichen 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 Vorschriften für dezentrale Erzeugungseinheiten zu erfüllen – insbesondere Schutz gegen elektrischen Schlag, Überstromschutz und Sicherheitsabschaltung –, und das Warnschild „Achtung: Mögliche Rückspeisung elektrischer Energie in die Anlage“ an der Ladestation und an den versorgenden 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.

Zeichne bei bidirektionalen Systemen Stromrichtungen, Trenn- und Schutzfunktionen exakt nach dem genehmigten Systemkonzept. Die Topologie einer normalen Wallbox passt nicht auf Vehicle-to-Home oder Vehicle-to-Grid.

Positionsplan und Dossier

Der Positionsplan lokalisiert Module, Wechselrichter, relevante Trennstellen, Verteiler, feste Messgeräte, Ladestation und Stellplatz. Verwende dieselben Stromkreisreferenzen wie im Eindrahtschema. Datenblätter, Einstellungen, Konformitätsunterlagen der Geräte und Änderungen gehören ins Installationsdossier.

Vor Abschluss prüfst du als Planer oder Installateur:

• Stimmen Schema, Verteilerbeschriftung und Ist-Anlage überein?
• Sind beide Zweige bis zum gemeinsamen Anschlusspunkt nachvollziehbar?
• Zeigt jeder Energiepfad in die richtige Richtung?
• Sitzen die Schutzgeräte auf der richtigen Seite und ohne Doppelzählung?
• Ist das Lastmanagement als Steuerung dargestellt und nicht als Schutz?
• Ist die Ladefunktion eindeutig als unidirektional oder bidirektional dokumentiert?

Änderungen später sauber nachführen

Gekoppelte Energiesysteme bleiben selten so, wie sie zuerst gebaut wurden. Ein neuer Wechselrichter, eine zweite Modulfläche, ein stärkerer Ladepunkt, ein Batteriespeicher oder eine geänderte Messmethode verändern die Topologie. Aktualisiere deshalb nicht nur den Gerätenamen, sondern verfolge den ganzen Pfad bis zum gemeinsamen Verteiler. Wie du einen Heimspeicher als Quelle in die Installation integrierst, steht in Heimspeicher und AREI.

Bei einer Erweiterung erfasst du insbesondere neu:

• zusätzliche Quelle oder zusätzlichen 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 immer zusammen mit Geräte- und Einstellungsdokumentation.

Ein Batteriespeicher oder ein bidirektionales Fahrzeug ist keine unsichtbare Softwarefunktion. Sobald Energie aus einer weiteren Quelle in die feste Installation gelangen kann, müssen Quelle, Trennung, Schutz und Warnhinweise in der technischen Dokumentation stehen. Archiviere die ersetzte Fassung und kennzeichne die aktuelle Version eindeutig.

Praxisbeispiel: zweiter Ladepunkt an einer bestehenden PV-Anlage

Ein Gebäude hat bereits einen PV-Wechselrichter und eine unidirektionale Wallbox; jetzt kommt ein zweiter Anschlusspunkt dazu. Kopiere nicht einfach das erste Symbol. Kläre, ob ein separates Gerät, eine Ladestation mit zwei Anschlusspunkten oder eine andere Herstellerarchitektur zum Einsatz kommt und wo Überstromschutz und Differenzialschalter tatsächlich sitzen. AREI 7.22.4.2 erlaubt für mehrere nicht gleichzeitig benutzte Anschlusspunkte gemeinsame Überstrom-Schutzeinrichtungen, sofern jeder Anschlusspunkt den erforderlichen Schutz behält – etwa wenn der Bemessungsstrom der gemeinsamen Einrichtung den niedrigsten Bemessungsstrom der Anschlusspunkte nicht überschreitet. Diese Ausnahme betrifft nur den Überstromschutz; gemeinsame Differenzialschalter oder Leitungen deckt sie nicht ab.

Aktualisiere anschließend Anschlussleistung, Phasenbelegung und Lastmanagement. Beide Punkte dürfen sich die verfügbare Leistung dynamisch teilen, die Zeichnung zeigt aber weiterhin jeden Anschlusspunkt, seine reale elektrische Unterteilung und die maximal freigegebene Belastung. Sensoren passen zum gemessenen Leiter und zur Flussrichtung. Die as-built Verdrahtung belegst du mit Aufnahme und Geräteunterlagen, nicht mit einer Softwareansicht mit zwei Ladeplätzen.

Prüfe auch den PV-Pfad neu. Hat sich nur der Verbrauch geändert, bleiben Module und Wechselrichter gleich, die Bewertung des gemeinsamen Verteilers und der Stromrichtungen kann sich aber ändern. Kommt gleichzeitig ein Hybridwechselrichter oder Speicher dazu, ist das eine zusätzliche Quelle beziehungsweise Betriebsart mit eigener Schutz-, Trenn- und Dokumentationslogik.

Von der Zeichnung zur prüfbaren Inbetriebnahmeakte

Ordne 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. Offene Annahmen kennzeichnest du ausdrücklich. Einen Differenzialschalter-Typ oder eine DC-Erkennung trägst du erst als vorhanden ein, wenn Gerät und Einbau das belegen.

Für die Abschlusskontrolle spielst du mehrere Energiezustände durch:

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, zeigt aber jede mögliche Speiserichtung und jede elektrisch relevante Komponente.

Netz- und Produktfreigabe nicht vermischen

AREI-Dokumentation, Synergrid-Typgenehmigung und das Verfahren des zuständigen Verteilnetzbetreibers beantworten verschiedene Fragen. Ein sauber geplantes Schutzkonzept belegt keine C10/26-Listung, und ein gelistetes Gerät belegt nicht die korrekte Installation im konkreten Gebäude. Für rein unidirektionale Ladegeräte stellt Synergrid aktuell klar, dass sie wegen C10/11 ed.2.4 keine C10/26-Homologation benötigen; andere technische oder netzbezogene Bedingungen können trotzdem gelten. Was du tust, wenn das Gerät nicht auf der Liste steht, steht in Synergrid-Liste C10/26.

Halte deshalb Gerätetyp, Firmware, Uni- oder Bidirektionalität, Kommunikation mit dem Netzbetreiber und die tatsächlichen Inbetriebnahmeeinstellungen zusammen mit der Planrevision fest. So bleibt erkennbar, auf welchem technischen Stand eine Freigabe oder Kontrolle beruhte.

Beschrifte am Verteiler PV- und Ladeabgang mit denselben Referenzen wie im Plan. Bei möglicher Rückspeisung hängen die vorgeschriebenen Warnschilder an den tatsächlich betroffenen Stellen; eine Notiz in der App reicht nicht. Vergleiche vor der Übergabe Schild, Stromkreisreferenz, Gerätetyp und Energieflussrichtung mit der Endfassung des Schemas.

Mit PlanElec arbeiten

In PlanElec erfasst du PV- und Ladezweig im gemeinsamen Projektmodell: Strings je MPPT, Wechselrichter, AC-Trennstelle und Quellenschutz auf der einen Seite, die Wallbox mit eigenem Stromkreis auf der anderen. Eindrahtschema und Positionsplan entstehen aus denselben Daten und lassen sich als PDF exportieren. Die AREI/RGIE-Selbstprüfung meldet unter anderem, wenn eine Wallbox keinen eigenen Stromkreis, keinen 30-mA-Differenzialschalter oder keinen passenden Schutz gegen Gleichfehlerströme hat, und zeigt fehlende String-Zuordnungen. Die Rollen sind klar verteilt: Die Selbstprüfung zeigt dir Befunde in den unterstützten Regeln; Schutzkoordination und Netzbetreiberfreigabe klärst du mit Auslegung und Netzbetreiber, die Abnahme macht die zugelassene Kontrollstelle.

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: 05.10.2026. Netzanschlussbedingungen und Herstellerstände prüfst du vor der Ausführung aktuell beim zuständigen Netzbetreiber beziehungsweise Hersteller.