Titel

Verfahren zum Ermitteln einer Ladeleistung für ein Laden einer Batterie eines Fahrzeugs mittels einer Ladeeinrichtung

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Ermitteln einer Ladeleistung für ein Laden einer Batterie eines Fahrzeugs mittels einer Ladeeinrichtung, eine Recheneinheit, eine Ladeeinrichtung und ein System, sowie ein entsprechendes Computerprogramm und ein Speichermedium.

Stand der Technik

Im Jahr 2020 hat sich herausgestellt, dass ca. 89 Prozent der Hausdächer in Deutschland noch nicht mit einer Photovoltaikanlage ausgestattet sind. Um dieses Potenzial zur Erzeugung von regenerativen Energien stärker auszunutzen, plant der Gesetzgeber, dass man sowohl bei Neubauten als auch bei Sanierungen von Altbauten zwingend eine Photovoltaikanlage einplanen muss. Außerdem hat der Gesetzgeber in den vergangenen Jahren mehrere hundert Millionen Euro an Zuschüssen an private Haushalte bezahlt, damit im privaten Umfeld entsprechende Ladeeinrichtungen (sogenannte Wallboxen) für batterieelektrische Fahrzeuge entstehen. Beide Maßnahmen sind ein wesentlicher Bestandteil beim Umbau der Mobilität und helfen dabei, die Abhängigkeit von fossilen Kraftstoffen zu verringern. Für den gemeinsamen Betrieb von Photovoltaikanlagen, Ladestationen und batterieelektrischen Fahrzeugen sollte man in diesem Zusammenhang dafür sorgen, dass ein hoher Anteil der verfügbaren Sonnenenergie auch tatsächlich durch das Fahrzeug oder weitere elektrische Geräte im Privathaushalt verbraucht wird und nicht unnötig viel Energie vom Stromnetz zugekauft werden muss. Entsteht dennoch ein sogenannter Überschuss an elektrischer Leistung, so wird diese Leistung wiederum in das Stromnetz eingespeist und vergütet.

Geht man davon aus, dass das batterieelektrische Fahrzeug die im Tagesverlauf erzeugte Solarenergie aufnehmen kann, so bieten sich unterschiedliche Strategien zum Betrieb der Wallbox an, die sich in ihrer Komplexität, im Aufwand zur Implementierung und letztendlich auch in den Anschaffungskosten unterscheiden. Im einfachsten Fall handelt es sich um eine zeitbasierte Steuerung, bei der die Ladeeinrichtung zu einer bestimmten Uhrzeit angeschaltet und einige Stunden später wieder abgeschaltet wird. Während dieser Zeitspanne wird die Batterie im Fahrzeug mit einer konstanten elektrischen Leistung aufgeladen. Dabei kann es natürlich vorkommen, dass Schwankungen in der erzeugten Solarleistung nicht berücksichtigt werden und z.B. bei Einbrüchen durch Wolkenbildung entsprechend elektrische Leistung zugekauft werden muss. Außerdem kann ein Überschuss an Solarenergie nicht von der Batterie des Fahrzeugs aufgenommen werden. Hat man zusätzlich eine Messeinrichtung zur Verfügung, mit der man die erzeugte Solarenergie und die ins Stromnetz eingespeiste Energie bestimmen kann, so lässt sich die Ladeleistung für das batterieelektrische Fahrzeug sehr gut anpassen und es kann dann dafür gesorgt werden, dass der Eigenverbrauch optimiert wird. Allerdings führt die neue Messeinrichtung bei diesem geregelten Ansatz zu einer deutlich höheren Systemkomplexität und deutlich höheren Anschaffungskosten.

DE 10 2013 002 078 Al offenbart ein Verfahren zum Aufladen eines elektrischen Energiespeichers eines Fahrzeugs. Hierbei wird der Energiespeicher mit einer Ladevorrichtung gekoppelt. Zumindest ein Ladeprofil wird in Abhängigkeit von Nutzer-Vorgaben und Randbedingungen ermittelt und eingestellt. Erfindungsgemäß wird der Energiespeicher zumindest mit mittels einer Solaranlage der Ladevorrichtung aus solarer Strahlung erzeugter elektrischer Solarenergie geladen, wobei bei der Ermittlung und Einstellung des Ladeprofils zumindest eine vom Nutzer vorgegebene Abfahrtszeit und als Randbedingung eine verfügbare Menge der Solarenergie berücksichtigt werden.

Offenbarung der Erfindung

Gemäß einem ersten Aspekt ist Gegenstand der vorliegenden Erfindung ein Verfahren zum Ermitteln einer Ladeleistung für ein Laden einer Batterie eines Fahrzeugs mittels einer Ladeeinrichtung gemäß dem Anspruch 1. Hierbei ist die die Ladeeinrichtung mit einem Photovoltaiksystem und einem Verbrauchersystem elektrisch verbindbar, insbesondere elektrisch verbunden.

Das Verfahren umfasst einen Schritt des Ermittelns einer ersten Leistungsinformation bezüglich einer von dem Photovoltaiksystem bereitgestellten Leistung unter Verwendung eines physikalischen Modells. Das Verfahren umfasst weiter einen Schritt des Einlesens einer zweiten Leistungsinformation bezüglich einer mittels des Verbrauchersystems abgenommenen Leistung.

Das Verfahren umfasst ferner einen Schritt des Ermittelns der Ladeleistung basierend auf der ersten Leistungsinformation und der zweiten Leistungsinformation mittels einer Recheneinheit, wobei die ermittelte Ladeleistung einen Überschuss an der bereitgestellten Leistung repräsentiert, um die Batterie des Fahrzeugs mit der ermittelten Ladeleistung mittels der Ladeeinrichtung zu laden.

Gemäß einem zweiten Aspekt ist Gegenstand der vorliegenden Erfindung eine Recheneinheit zum Ermitteln einer Ladeleistung für ein Laden einer Batterie eines Fahrzeugs mittels einer Ladeeinrichtung gemäß dem Anspruch 8.

Gemäß einem dritten Aspekt ist Gegenstand der vorliegenden Erfindung eine Ladeeinrichtung zum Laden einer Batterie eines Fahrzeugs gemäß dem Anspruch 9.

Gemäß einem vierten Aspekt ist Gegenstand der vorliegenden Erfindung ein System zum Laden einer Batterie eines Fahrzeugs gemäß dem Anspruch 10.

Gemäß einem weiteren Aspekt sind Gegenstand der vorliegenden Erfindung ein Computerprogramm und ein maschinenlesbares Speichermedium.

Das Fahrzeug umfasst eine Batterie, die ausgebildet ist, eine Antriebseinheit, insbesondere einen Elektromotor, des Fahrzeugs zumindest teilweise mit elektrischer Energie zu versorgen. Denkbar ist, dass das Fahrzeug ein batterieelektrisches Fahrzeug oder ein Hybrid-Fahrzeug ist. Das Fahrzeug kann ein Landfahrzeug, ein Luftfahrzeug oder ein Wasserfahrzeug sein. Bspw. ist das Fahrzeug ein PKW, ein LKW, ein E-Bike, ein elektrisch angetriebener Hubschrauber oder ein elektrisch angetriebenes Boot.

Das Fahrzeug umfasst eine Ladeschnittstelle, welche mit einer Ladeschnittstelle der Ladeeinrichtung elektrisch verbindbar ist, um die Batterie des Fahrzeugs zu laden oder zu entladen. Die Ladeeinrichtung umfasst zumindest eine weitere Ladeschnittstelle, um die Ladeeinrichtung mittelbar oder unmittelbar mit dem Photovoltaiksystem und/oder dem Verbrauchersystem zu verbinden. Die Ladeeinrichtung ist bevorzugt als Wallbox ausgebildet. Denkbar ist, dass die Ladeeinrichtung an einem Infrastrukturelement oder einem Gebäude angeordnet ist.

Das Photovoltaiksystem umfasst ein oder mehrere Photovoltaikmodule und einen Wechselrichter. Die Photovoltaikmodule sind bspw. auf einem Dach eines Gebäudes angeordnet. Das Photovoltaiksystem ist ausgebildet, von den Photovoltaikmodulen erzeugte und mittels des Wechselrichters in Wechselstrom umgewandelte elektrische Leistung bereitzustellen. Das Photovoltaiksystem kann auch ein oder mehrere elektrische Speichereinheiten, bspw. Batteriespeicher, umfassen, die ausgebildet sind, insbesondere von Photovoltaikmodulen des Photovoltaiksystems bereitgestellte Leistung aufzunehmen bzw. abzunehmen und temporär zu speichern. Die Speichereinheit des Photovoltaiksystems ist ausgebildet, die gespeicherte elektrische Energie der Ladeeinrichtung bereitzustellen.

Das Verbrauchersystem umfasst ein oder mehrere, von dem Fahrzeug verschiedene, Verbraucher, welche bevorzugt an oder in dem Gebäude angeordnet sind. Das Verbrauchersystem kann auch ein oder mehrere elektrische Speichereinheiten, bspw. Batteriespeicher, umfassen, die ausgebildet sind, insbesondere von dem Photovoltaiksystem bereitgestellte Leistung aufzunehmen bzw. abzunehmen und zu speichern. Die Speichereinheit des Verbrauchersystems ist ausgebildet, die gespeicherte elektrische Energie der Ladeeinrichtung bereitzustellen.

Bevorzugt sind die Ladeeinrichtung, das Photovoltaiksystem und das Verbrauchersystem mittels einer, insbesondere an oder in dem Gebäude angeordneten, Verteilereinheit mittelbar miteinander elektrisch verbindbar oder verbunden.

Das Ermitteln der ersten Leistungsinformation unter Verwendung eines physikalischen Modells ist bevorzugt ein von einem sensorischen Erfassen einer von dem Photovoltaiksystem tatsächlich bereitgestellten Leistung unabhängiges Berechnen der Leistungsinformation. Das heißt, mit anderen Worten, das Ermitteln der ersten Leistungsinformation erfolgt bevorzugt als Alternative zu einem Erfassen bzw. Messen der tatsächlich bereitgestellten Leistung des Photovoltaiksystems. Unter einem Überschuss an bereitgestellter Leistung kann eine Differenz zwischen der von dem Photovoltaiksystem bereitgestellten Leistung und der mittels des Verbrauchersystems abgenommenen Leistung verstanden werden, wobei die Differenz bevorzugt positiv ist.

Die erste Leistungsinformation umfasst bevorzugt eine Information bezüglich einer von dem Photovoltaiksystem voraussichtlich, insbesondere zu einem oder mehreren vorgegebenen Zeitpunkten, bereitgestellten Leistung. Die Leistungsinformation kann also eine prädizierte bzw. vorhergesagte Leistung bzw. einen prädizierten bzw. vorhergesagten zeitlichen Verlauf einer zukünftigen Leistung des Photovoltaiksystems umfassen. Die erste Leistungsinformation ist insbesondere ein digitales oder analoges Signal, welches die von dem Photovoltaiksystem bereitgestellte Leistung repräsentiert.

Im Rahmen der vorliegenden Anmeldung kann unter einem physikalischen Modell ein Algorithmus oder eine mathematische Funktion bzw. Abbildung verstanden werden, der bzw. die eingerichtet ist, ein oder mehrere Eingangsgrößen unter Verwendung ein oder mehrerer physikalischer Zusammenhänge auf eine von dem Photovoltaiksystem, insbesondere voraussichtlich, bereitgestellte Leistung abzubilden.

Das Einlesen der zweiten Leistungsinformation bezüglich der mittels des Verbrauchersystems abgenommenen Leistung kann ein Einlesen bzw. Auslesen der zweiten Leistungsinformation aus einem Speichermedium umfassen.

Denkbar ist, dass die zweite Leistungsinformation mittels einer Benutzereingabe bereitgestellt wird. Denkbar ist auch, dass die zweite Leistungsinformation unter Verwendung eines Modells für das Verbrauchersystem ermittelt bzw. berechnet wird. Denkbar ist weiter, dass die von dem Verbrauchersystem abgenommene Leistung sensorisch erfasst bzw. gemessen und der Recheneinheit als zweite Leistungsinformation bereitgestellt wird.

Die zweite Leistungsinformation umfasst bevorzugt eine Information bezüglich einer mittels des Verbrauchersystems voraussichtlich, insbesondere zu einem oder mehreren vorgegebenen Zeitpunkten, abgenommene Leistung. Die Leistungsinformation kann also eine prädizierte bzw. vorhergesagte Leistung bzw. einen prädizierten bzw. vorhergesagten zeitlichen Verlauf einer zukünftig abgenommenen Leistung des Verbrauchersystems umfassen. Die zweite Leistungsinformation ist insbesondere ein digitales oder analoges Signal, welches die mittels des Verbrauchersystems abgenommene Leistung repräsentiert.

Das Ermitteln der Ladeleistung basierend auf der ermittelten ersten Leistungsinformation und der eingelesenen zweiten Leistungsinformation ist bevorzugt ein Berechnen der Ladeleistung in Abhängigkeit der von dem Photovoltaiksystem bereitgestellten Leistung und der mittels des Verbrauchersystems abgenommenen Leistung. Das heißt, mit anderen Worten, die erste und die zweite Leistungsinformation stellen Eingangsgrößen für das Ermitteln der Ladeleistung dar.

Die ermittelte Ladeleistung ist bevorzugt eine voraussichtlich, insbesondere zu einem oder mehreren vorgegebenen Zeitpunkten, für das Laden der Batterie des Fahrzeugs als Überschuss zur Verfügung stehende Leistung. Die ermittelte Ladeleistung kann auch einen prädizierten bzw. vorhergesagten zeitlichen Verlauf einer zukünftig für das Laden zur Verfügung stehenden Ladeleistung umfassen. Denkbar ist, dass die ermittelte, voraussichtlich zur Verfügung stehende Ladeleistung von einem tatsächlich vorliegenden Überschuss an Ladeleistung abweicht.

Vorteilhaftweise basiert die Ladeleistung auf einer Differenz zwischen der von dem Photovoltaiksystem, insbesondere voraussichtlich, bereitgestellten Leistung und der mittels des Verbrauchersystems, insbesondere voraussichtlich, abgenommenen Leistung. Denkbar ist, dass für ein oder mehrere vorgegebene Zeitpunkte jeweils eine Leistungsdifferenz zwischen der von dem Photovoltaiksystem voraussichtlich bereitgestellten Leistung und der mittels des Verbrauchersystems voraussichtlich abgenommenen Leistung ermittelt wird. Denkbar ist, dass zu einem oder mehreren vorgegebenen Zeitpunkten jeweils eine Leistungsdifferenz zwischen der von dem Photovoltaiksystem voraussichtlich bereitgestellten Leistung und der mittels des Verbrauchersystems tatsächlich abgenommenen Leistung ermittelt wird.

Die Recheneinheit kann ein oder mehrere Hardware- und/oder Software-

Schnittstellen aufweisen, um die erste Leistungsinformation und/oder die zweite Leistungsinformation zu empfangen. Die Recheneinheit kann ein oder mehrere Hardware- und/oder Software-Module aufweisen, um die erste Leistungsinformation und/oder die zweite Leistungsinformation und/oder die Ladeleistung zu ermitteln bzw. zu berechnen. Die Recheneinheit kann eine Hardware- und/oder Software-Schnittstelle aufweisen, um ein Signal mit einer Information bezüglich der ermittelten Ladeleistung auszugeben.

Die Recheneinheit kann an der Ladeeinrichtung angeordnet, insbesondere in die Ladeeinrichtung integriert sein. Die Recheneinheit kann auch abseits der Ladeeinrichtung, bspw. innerhalb eines Gebäudes, angeordnet oder Teil einer Cloud-Computing-Umgebung sein. Die abseits der Ladeeinrichtung angeordnete Recheneinheit ist drahtlos oder drahtgebunden mit der Ladeeinrichtung verbunden, um ein analoges oder digitales Signal mit einer Information bezüglich der ermittelten Ladeleistung an die Ladeeinrichtung zu übertragen.

Durch das erfindungsgemäße Verfahren und die erfindungsgemäße Recheneinheit ist es nunmehr möglich, eine Ladestrategie zum Laden einer Fahrzeugbatterie bereitzustellen, gemäß welcher eine voraussichtlich überschüssige Leistung eines Photovoltaiksystems für das Laden verwendet wird. Der vorliegende Ansatz erlaubt es, auf technisch komplexe und kostenaufwändige Leistungsmesseinheiten, bspw. zur Messung der von dem Photovoltaiksystem bereitgestellten oder von dem Verbrauchersystem abgenommenen Leistung, zu verzichten. Gleichzeitig bietet der vorliegende Ansatz durch die Verwendung des physikalischen Modells gegenüber rein zeitbasierten Steuerungen der Ladeleistung den Vorteil, dass die ermittelte Ladeleistung mit höherer Wahrscheinlichkeit bzw. höherer Genauigkeit mit dem tatsächlichen Überschuss an von der dem Photovoltaiksystem tatsächlich bereitgestellten Leistung übereinstimmt. Dadurch können zusätzliche Leistungsaufnahmen aus einem Versorgungsnetz oder zusätzliche Einspeisungen in das Versorgungsnetz reduziert werden.

Vorteilhaft ist es, wenn die Ladeleistung unter Berücksichtigung zumindest einer Ladeeigenschaft der Ladeeinrichtung ermittelt wird, wobei die zumindest eine Ladeeigenschaft ausgewählt ist aus: Maximale Ladeleistung der Ladeeinrichtung, vorgegebene Ladeleistungsstufen der Ladeeinrichtung. Bevorzugt werden beim Ermitteln der Ladeleistung sowohl die maximale Ladeleistung der Ladeeinrichtung als eine erste Ladeeigenschaft und vorgegebene Ladeleistungsstufen der Ladeeinrichtung als eine zweite Ladeeigenschaft berücksichtigt. Das Berücksichtigen der maximalen Ladeleistung der Ladeeinrichtung kann ein Reduzieren der ermittelten Ladeleistung auf die maximale Ladeleistung umfassen, wenn die ermittelte Ladeleistung größer als die maximale Ladeleistung ist. Das Berücksichtigen der vorgegebenen Ladeleistungsstufen der Ladeeinrichtung kann ein Erhöhen oder Reduzieren der ermittelten Ladeleistung auf diejenige der vorgegebenen Ladeleistungsstufen umfassen, die positiv oder negativ minimal von der ermittelten Ladeleistung abweicht. Durch diese Ausgestaltung können bereits beim Ermitteln der Ladeleistung typische nichtlineare Merkmale der Ladeeinrichtung wie bspw. Leistungsbeschränkungen sowie Quantisierungsschritte für Spannung und Ladestrom berücksichtigt werden.

Vorteilhaft ist es auch, wenn das physikalische Modell eingerichtet ist, die erste Leistungsinformation unter Berücksichtigung zumindest einer Eingangsgröße zu ermitteln, wobei die zumindest eine Eingangsgröße ausgewählt ist aus: Räumliche Position des Photovoltaiksystems, Ausrichtung des Photovoltaiksystems, Tag und/oder Uhrzeit und/oder Zeitzone, Gesamtwirkungsgrad T _ges des Photovoltaiksystems, Effektive Fläche A _e ff des Photovoltaiksystems, dP Maximale flächenspezifische Leistungsdichte — .

Das physikalische Modell umfasst bevorzugt die Ermittlung eines Skalarprodukts aus einem ersten Vektor und einem zweiten Vektor. Der erste Vektor repräsentiert bzw. beschreibt hierbei einen Einfallswinkel von Sonnenstrahlen auf die Erdoberfläche für eine vorgegebene räumliche Position des Photovoltaiksystems, ein vorgegebenes Datum und eine vorgegebene Uhrzeit. Der zweite Vektor repräsentiert bzw. beschreibt hierbei eine vorgegebene räumliche Ausrichtung des Photovoltaiksystems relativ zur Erdoberfläche.

Durch diese Ausgestaltung können wesentliche Einflussfaktoren auf den zur Verfügung stehenden Überfluss an Solarleistung berücksichtigt werden, wobei sich das physikalische Modell gleichzeitig in einer der Ladeeinrichtung zugeordneten Recheneinheit numerisch effizient implementieren lässt.

Vorteilhaft ist es weiter, wenn das physikalische Modell eingerichtet ist, die erste Leistungsinformation unter Berücksichtigung einer Wetterinformation zu ermitteln. Die Wetterinformation kann eine Information bezüglich eines aktuellen oder zu einem vorgegebenen Zeitpunkt voraussichtlich vorliegenden Wetters, insbesondere an einer räumlichen Position bzw. einem Standort des Photovoltaiksystems, sein. Die Wetterinformation kann bspw. eine Information bezüglich Niederschlags und/oder Bewölkung umfassen. Durch diese Ausgestaltung kann die voraussichtlich bereitgestellte Leistung des Photovoltaiksystems zuverlässiger abgeschätzt werden. Die Wetterinformation kann der Recheneinheit bspw. von einer lokalen Wetterstation oder einer Datenbank bereitgestellt werden.

Vorteilhaft ist es außerdem, wenn die eingelesene zweite Leistungsinformation unter Verwendung eines Verbrauchermodells ermittelt wird, das für ein oder mehrere Verbraucher des Verbrauchersystems eine, insbesondere voraussichtlich, abgenommene Leistung umfasst.

Das Verbrauchermodell kann voraussichtliche aufgenommene Leistungen für einzelne Verbraucher für vorgegebene Zeitpunkte bzw. Uhrzeiten oder Zeitfenster, insbesondere an vorgegebenen Wochentagen, optional zu vorgegebenen Monaten oder Jahreszeiten aufweisen.

Die von dem Verbrauchermodell umfassten voraussichtlich aufgenommenen Leistungen können auf ein oder mehreren Nutzereingaben von ein oder mehreren Nutzern basieren. Denkbar ist, dass mittels einer Benutzerschnittstelle Leistungswerte für verschiedene Uhrzeiten, Tage, Monate eingegeben werden, bspw. basierend auf Schätzwerten für die jeweilige Leistungsaufnahme des Verbrauchers (z.B. Maximalwerte für die Leistung gemäß einem Datenblatt des Verbrauchers).

Alternativ zu einem Verbrauchermodell kann auch ein sensorisches Erfassen bzw. Messen einer tatsächlich mittels des Verbrauchersystems abgenommenen Leistung vorgesehen sein. Gemäß einer weiteren Alternative kann für ein oder mehrere Verbraucher des Verbrauchersystems eine mittels dieser Verbraucher aufgenommene Leistung sensorisch erfasst und für ein oder mehrere weitere Verbraucher des Verbrauchersystems mittels dieser Verbraucher aufgenommene Leistung unter Verwendung eines Verbrauchermodells ermittelt werden. Das Verbrauchermodell kann eine Lookup-Tabelle umfassen oder auf einem datenbasierten Modell wie bspw. Multilayer Perceptron basieren. Die Lookup- Tabelle weist eine besonders hohe Nutzfreundlichkeit auf.

Das Verbrauchermodell kann Teil eines Software- und/oder Hardwaremoduls der Recheneinheit sein. Denkbar ist auch, dass das Verbrauchermodell abseits der Recheneinheit implementiert ist, bspw. in einer Cloud-Computing-Umgebung. In diesem Fall wird die mittels des Verbrauchermodells ermittelte Leistung an die Recheneinheit übertragen. Aufgrund der durch die Cloud-Computing-Umgebung erhöhten Speicherressourcen können auch zeitlich hochauflösender Verbrauchermodelle realisiert werden.

Durch diese Ausgestaltung können reproduzierbare Vorgänge bei elektrischen Verbrauchern insbesondere in Privathaushalten beim Photovoltaik- Überschussladen berücksichtigt werden, wodurch eine Genauigkeit der Steuerung erhöht wird.

Vorteilhaft ist es ferner, wenn das Verfahren einen Schritt des Ladens der Batterie des Fahrzeugs mit der ermittelten Ladeleistung mittels der Ladeeinrichtung umfasst, wobei, insbesondere nur dann, der Ladeeinrichtung zusätzliche Leistung mittels einer Leistungsversorgungseinheit bereitgestellt wird, wenn die ermittelte Ladeleistung größer ist als eine Differenz zwischen einer von dem Photovoltaiksystem tatsächlich bereitgestellten Leistung und einer mittels des Verbrauchersystems tatsächlich abgenommenen Leistung, oder einer Leistungsabnahmeeinheit zusätzliche Leistung mittels der Ladeeinrichtung bereitgestellt wird, wenn die ermittelte Ladeleistung kleiner ist als die Differenz zwischen der von dem Photovoltaiksystem tatsächlich bereitgestellten Leistung und der mittels des Verbrauchersystems tatsächlich abgenommenen Leistung.

Das heißt, mit anderen Worten, für den Fall, dass die ermittelte Ladeleistung, welche einen voraussichtlich zur Verfügung stehenden Überschuss an von dem Photovoltaiksystem bereitgestellter Leistung repräsentiert, von dem tatsächlich zur Verfügung stehenden Überschuss abweicht, oder überhaupt kein Überschuss vorliegt, kann entweder zusätzliche Leistung von der Leistungsversorgungseinheit an die Ladeeinrichtung bereitgestellt werden oder Leistung von der Ladeeinrichtung an die Leistungsabnahmeeinheit bereitgestellt werden. Die Leistungsaufnahmeeinheit und/oder Leistungsabnahmeeinheit kann eine lokale Speichereinheit, bspw. ein elektrischer Speicher wie eine Batterie, sein. Denkbar ist auch, dass die Leistungsaufnahmeeinheit und/oder Leistungsabnahmeeinheit als ein elektrisches Versorgungsnetz, gespeist durch ein oder mehrere Kraftwerke, ausgebildet ist. Durch diese Ausgestaltung ist sichergestellt, dass das Fahrzeug tatsächlich mit der ermittelten Ladeleistung geladen wird, unabhängig davon, ob der tatsächliche Überschuss an Leistung mit dem ermittelten Überschuss an Leistung übereinstimmt.

Von Vorteil ist auch ein Computerprogrammprodukt oder Computerprogramm mit Programmcode, der auf einem maschinenlesbaren Träger oder Speichermedium wie einem Halbleiterspeicher, einem Festplattenspeicher oder einem optischen Speicher gespeichert sein kann und zur Durchführung, Umsetzung und/oder Ansteuerung der Schritte der Verfahren nach einer der vorstehend beschriebenen Ausführungsformen verwendet wird, insbesondere wenn das Programmprodukt oder Programm auf einem Computer bzw. einer Recheneinheit ausgeführt wird.

Im Folgenden soll die Erfindung anhand der Zeichnungen näher erläutert werden.

Dazu zeigen

Fig. 1 eine schematische Darstellung eines elektrischen Netzes zu einem Photovoltaik-Überschussladen eines Fahrzeugs;

Fig. 2 ein Blockschaltbild einer Steuerstrecke;

Fig. 3 ein Blockschaltbild einer Steuerung mit der Steuerstrecke gemäß Fig. 2;

Fig. 4 eine schematische Darstellung eines Koordinatensystems zur Definition von Sonnenazimut und Sonnenelevation;

Fig. 5 eine schematische Darstellung eines Koordinatensystems zur Definition von Längengrad und Breitengrad; und Fig. 6 ein Ablaufdiagramm eines Verfahrens zum Ermitteln einer Ladeleistung für ein Laden einer Batterie eines Fahrzeugs.

Fig. 1 zeigt eine schematische Darstellung eines elektrischen Netzes, welches ein Photovoltaik-Überschussladen eines batterieelektrischen Fahrzeugs 30 bspw. an einem Wohngebäude 10 ermöglicht.

An dem Wohngebäude 10 ist eine als Wallbox 12 ausgebildete Ladeeinrichtung 12, ein Photovoltaiksystem 14 mit Photovoltaikmodulen 16 und einem Wechselrichter 18, sowie ein Verbrauchersystem 20 mit ein oder mehreren elektrischen Verbrauchern angeordnet. Ferner umfasst das Wohngebäude 10 eine elektrische Verteilereinheit 22.

Das Photovoltaiksystem 14 ist ausgebildet, von den Photovoltaikmodulen 16 erzeugte und mittels des Wechselrichters 18 in Wechselstrom umgewandelte elektrische Leistung an das Verbrauchersystem 20, die Ladeeinrichtung 12 und/oder an ein das Wohngebäude 10 mit einem Kraftwerk elektrisch verbindendes Versorgungsnetz 26 bereitzustellen. Hierzu umfasst die Verteilereinheit 22 mehrere elektrische Schnittstellen, die ausgebildet sind, eine elektrische Verbindung zwischen der Verteilereinheit 22 und dem Wechselrichter 18, zwischen der Verteilereinheit 22 und dem Verbrauchersystem 20, zwischen der Verteilereinheit 22 und der Ladeeinrichtung 12 sowie zwischen der Verteilereinheit 22 und dem Versorgungsnetz 26 zu ermöglichen. Gemäß dem vorliegenden Ausführungsbeispiel ist die Ladeeinrichtung 10 mit dem Photovoltaiksystem 14 und dem Verbrauchersystem 20 mittelbar über die Verteilereinheit 22 elektrisch verbunden.

Der Ladeeinrichtung 12 ist eine Recheneinheit 28 zugeordnet, welche an der Ladeeinrichtung 12 angeordnet, insbesondere in die Ladeeinrichtung 12 integriert, sein kann. Denkbar ist auch, dass die Recheneinheit 28 abseits der Ladeeinrichtung 12, bspw. innerhalb des Wohngebäudes angeordnet ist oder Teil einer Cloud-Computing-Umgebung ist.

Die Recheneinheit 28 ist eingerichtet, eine Ladeleistung für ein Laden einer Batterie 32 des Fahrzeugs 30 mittels der Ladeeinrichtung 12 zu ermitteln. Hierzu umfasst die Recheneinheit 28 einen Prozessor, ein Speichermedium mit einem Computerprogramm, sowie mindestens eine Kommunikationsschnittstelle. Das Computerprogramm umfasst Befehle, die bei der Ausführung durch den Prozessor bewirken, dass eine Ladeleistung für ein Laden der Batterie 32 des Fahrzeugs 30 gemäß dem nachfolgend beschriebenen Verfahren ermittelt wird.

Hierzu ist die Recheneinheit 28 eingerichtet, eine erste Leistungsinformation bezüglich einer von dem Photovoltaiksystem 14 bereitgestellten Leistung unter Verwendung eines mit Hilfe von Fig. 4 und Fig. 5 näher beschriebenen physikalischen Modells zu ermitteln. Weiter ist die Recheneinheit 28 eingerichtet, eine zweite Leistungsinformation bezüglich einer mittels des Verbrauchersystems 20 abgenommenen Leistung einzulesen. Ferner ist die Recheneinheit 28 eingerichtet, die Ladeleistung basierend auf der ersten Leistungsinformation und der zweiten Leistungsinformation zu ermitteln. Hierbei repräsentiert die ermittelte Ladeleistung einen Überschuss an der bereitgestellten Leistung, um die Batterie 32 des Fahrzeugs 30 mit der ermittelten Ladeleistung mittels der Ladeeinrichtung 12 zu laden.

Fig. 2 zeigt ein Blockschaltbild einer dem Laden des Fahrzeugs 30 mit der ermittelten Ladeleistung zu Grunde liegenden Steuerstrecke 34. Der Streuerstrecke 34 ist als Stellgröße bzw. Stelleingriff die mittels der Recheneinheit 28 ermittelte Ladeleistung P _batt:re f und als Steuergröße eine dem Versorgungsnetz 26 bereitgestellte bzw. eine mittels des Versorgungsnetzes abgenommene bzw. in das Versorgungsnetz exportierte Leistung P _grid zugeordnet.

Hierbei entspricht die Leistung P _grid , die in das Versorgungsnetz 26 exportiert oder aus dem Versorgungsnetz 26 importiert wird, vereinfacht einer Differenz aus einer tatsächlich von dem Photovoltaiksystem 16 bereitgestellten Leistung Psoiar und der Ladeleistung P _batt , mittels welcher die Batterie 32 des Fahrzeugs 30 geladen wird, sowie der von dem Verbrauchersystem 20 tatsächlich abgenommenen Leistung P _CO nsumer> die dem aktuellen Verbrauch aller weiteren elektrischen Geräte des Wohngebäudes 10 entspricht:

Pgrid Psoiar Pbatt Pconsumer

Ferner berücksichtigt die Steuerstrecke 34 eine erste Ladeeigenschaft 36 der Ladeeinrichtung 12 und eine zweite Ladeeigenschaft 38 der Ladeeinrichtung 12. Die erste Ladeeigenschaft 36 repräsentiert eine maximale Ladeleistung der Ladeeinrichtung 12, welche von der Ladeeinrichtung 12 zum Laden der Batterie 32 des Fahrzeugs 30 maximal bereitstellbar ist, bspw. 11 kW. Die Ladeeinrichtung 12 ist eingerichtet, die Batterie 32 des Fahrzeugs 30 mit der maximalen Ladeleistung zu laden, wenn die ermittelte Ladeleistung P _batt:re f die maximale Ladeleistung überschreitet.

Die zweite Ladeeigenschaft 38 repräsentiert vorgegebene Ladeleistungsstufen der Ladeeinrichtung 12, gemäß derer die zum Laden der Batterie 32 des Fahrzeugs 30 bereitstellbare Ladeleistung diskretisiert ist, bspw. 1,4 kW, 3.7 kW, 7,4 kW, 11 kW. Die Ladeeinrichtung 12 ist eingerichtet, die Batterie 32 des Fahrzeugs 30 mit einer Ladeleistung zu laden, welche von der ermittelten Ladeleistung betragsmäßig oder positiv oder negativ minimal abweicht.

Das heißt, mit anderen Worten, die Steuerstrecke 34 berücksichtigt typische nichtlineare Merkmale der Ladeeinrichtung 12 wie z.B. Leistungsbeschränkungen sowie Quantisierungsschritte für Spannung und Ladestrom. Die nichtlinearen Eigenschaften der Ladeeinrichtung 12 bzw. Wallbox 12 umfassen bevorzugt eine Quantisierung des Ladestroms bzw. der Ladeleistung und eine untere Begrenzung bei null (d.h. keine Rückspeisung aus dem Fahrzeug 30 in die Ladeeinrichtung 12 bzw. in ein elektrisches Netz des Wohngebäudes 10) sowie eine obere Begrenzung, die durch eine elektrische Auslegung der Ladeeinrichtung 12 gegeben ist.

Fig. 3 zeigt ein Blockschaltbild einer Steuerung mit der Steuerstrecke gemäß Fig. 2. Die Steuerung ist in ihrer Gesamtheit mit dem Bezugszeichen 40 versehen und umfasst einen bspw. als Software implementierbaren Steueralgorithmus 42 und die Steuerstrecke 34 gemäß Fig. 2. Gemäß dieser Ausführungsform umfasst der Steueralgorithmus 42 ein physikalisches Modell 44 und ein Verbrauchermodell.

Das Ziel einer modellbasierten Steuerung besteht darin, die wahrscheinlich zur Verfügung stehende Leistung für das batterieelektrische Fahrzeug bestmöglich abzuschätzen. Unter den beiden Voraussetzungen, dass die wahrscheinlich zur Verfügung stehende Solarleistung bspw. mit Hilfe von Uhrzeit, Datum und aktuellen Wetterdaten berechnet werden kann und die wichtigsten übrigen Verbraucher im Haushalt ebenfalls weitgehend bekannt sind (z.B. zeitbasierte Steuerung einer Heizung und Schätzwert für die entsprechende Leistungsaufnahme), lässt sich der Referenzwert für die Ladeleistung des batterieelektrischen Fahrzeugs wie folgt abschätzen:

Pbatt ref Psolar.prd Pconsumer ,prd

Das heißt, in anderen Worten, die unter Verwendung des Verbrauchermodells prädizierte Leistung P _CO nsumer,prd wird von der unter Verwendung des physikalischen Modells ermittelten Ladeleistung für das Fahrzeug abgezogen.

Gemäß dieser Ausführungsform der Erfindung ist das physikalische Modell 44 als ein vereinfachtes Modell ausgebildet, welches die wichtigsten physikalischen Zusammenhänge für eine Ermittlung bzw. Abschätzung der von dem Photovoltaiksystem voraussichtlich bereitgestellten Solarleistung

P _{so ia} r,prd umfasst und sich gleichzeitig besonders leicht in einer Softwarefunktion für eine Ladeeinrichtung implementieren lässt.

Das physikalische Modell 44 ist eingerichtet, eine oder mehrere Eingangsgrößen unter Verwendung einer oder mehrerer physikalischer Zusammenhänge auf eine von dem Photovoltaiksystem voraussichtlich bereitgestellte Solarleistung Psoiar.prd abzubilden.

Insbesondere ist das physikalische Modell 44 eingerichtet, die von dem Photovoltaiksystem voraussichtlich bereitgestellte Leistung in Abhängigkeit einer oder mehrerer, insbesondere einer Kombination der folgenden Eingangsgrößen zu ermitteln:

Räumliche Position des Photovoltaiksystems, bevorzugt repräsentiert durch einen Breitengrad <p und einen Längengrad A,

Uhrzeit LZ und/oder Zeitzone ZZ und/oder Julianischer Tag/, Ausrichtung des Photovoltaiksystems, bevorzugt repräsentiert durch einen Azimutwinkel a' _s und einen Elevationswinkel y' _s

Wetterinformation r] _weather ,

Gesamtwirkungsgrad T _ges des Photovoltaiksystems,

Effektive Fläche A _e ff des Photovoltaiksystems, dP

Maximale flächenspezifische Leistungsdichte — . Bevorzugt basiert die Ermittlung der Solarleistung P _soiar ,prd gemäß dem physikalischen Modell 44 auf einer Berechnung eines Skalarproduktes eines ersten Vektors und eines zweiten Vektors, welche bevorzugt normierte Einheitsvektoren sind. Der erste Vektor repräsentiert bzw. beschreibt hierbei einen Einfallswinkel von Sonnenstrahlen auf die Erdoberfläche für eine vorgegebene räumliche Position des Photovoltaiksystems, ein vorgegebenes Datum und eine vorgegebene Uhrzeit. Der zweite Vektor repräsentiert bzw. beschreibt hierbei eine vorgegebene räumliche Ausrichtung des Photovoltaiksystems relativ zur Erdoberfläche.

Das ermittelte bzw. berechnete Skalarprodukt repräsentiert einen Wirkungsgrad rh _oc für das an der vorgegebenen räumlichen Position angeordnete und gemäß der vorgegebenen räumlichen Ausrichtung ausgerichtete Photovoltaiksystem an dem vorgegebenen Datum zu der vorgegebenen Uhrzeit. Das heißt, mit anderen Worten, das Ergebnis aus diesem Skalarprodukt beschreibt einen Wirkungsgrad rh _oc für den Standort und die Ausrichtung der Photovoltaikanlage, der eine dP vorgegebene maximal mögliche flächenspezifische Leistungsdichte — , die idealerweise in der Photovoltaikanlage pro Fläche in elektrische Leistung umgesetzt werden kann, entsprechend reduziert.

Die unter Annahme von idealen Wetterbedingungen von dem Photovoltaiksystem voraussichtlich bereitgestellte Leistung entspricht einem Produkt der maximal möglichen flächenspezifischen dP

Leistungsdichte — , einer effektiven Fläche A _e ff des Photovoltaiksystems, Wirkungsgrad r _loc und einem Gesamtwirkungsgrad ri _ges . Hierbei repräsentiert der Gesamtwirkungsgrad T _ges ein oder mehrere einzelne Wirkungsgrade von ein oder mehreren Photovoltaikmodulen des Photovoltaiksystems sowie einen Wirkungsgrad eines Inverters des Photovoltaiksystems.

Die unter Berücksichtigung einer Wetterinformation bezüglich aktuell oder voraussichtlich vorliegender Wetterbedingungen an dem vorgegebenen Standort des Photovoltaiksystems entspricht einem Produkt der unter Annahme von idealen Wetterbedingungen von dem Photovoltaiksystem voraussichtlich bereitgestellten Leistung und eines die Wetterinformation repräsentierenden Wirkungsgrads rj _weather . Die Wetterinformation kann bspw. von einer lokalen Wetterstation oder einer Datenbank bereitgestellt werden. Der die Wetterinformation repräsentierende Wirkungsgrad ri _weather nimmt mit zunehmendem Bewölkungsgrad und/oder einsetzendem Niederschlag und/oder sinkender Lichtintensität ab. Dadurch kann der lokale Wettereinfluss auf die Solarleistung berücksichtigt werden.

Fig. 4 zeigt eine schematische Darstellung eines Koordinatensystems zur Definition von Sonnenazimut und Sonnenelevation, um den ersten Vektor zu ermitteln. Der erste Vektor repräsentiert einen Einfallswinkel von Sonnenstrahlen auf die Erdoberfläche für eine vorgegebene räumliche Position des Photovoltaiksystems, ein vorgegebenes Datum und eine vorgegebene Uhrzeit. Das heißt, mit anderen Worten, der erste Vektor beschreibt eine Sichtverbindung 50 zwischen einem an der vorgegebenen räumlichen Position zu dem vorgegebenen Datum und der vorgegebenen Uhrzeit positionierten Beobachter 48 auf der Erde und der Sonne 46.

Der erste Vektor wird unter Verwendung der Sonnenelevation y _s und des Sonnenazimuts a _s ermittelt. Zur Definition der Sonnenelevation y _s und des Sonnenazimuts a _s werden ein relatives Kugelkoordinatensystem sowie ein Punkt auf einer Horizontalebene betrachtet, an welchem das Photovoltaiksystem auf der Erdoberfläche angeordnet ist.

Der Sonnenazimut a _s gemäß 00 h 00 h gibt die projizierte Richtung auf der Horizontalebene an. Die Sonnenelevation y _s gemäß y _s = arcsin (COS(ÜJ) * cos(<p) * cos(3) + sin(<p) * sin(3)) gibt die Höhe über der Horizontalebene an.

Das heißt, die beiden Winkelgrößen Sonnenelevation y _s und Sonnenazimut a _s sind von dem Stundenwinkel dem Breitengrad <p, der Sonnendeklination 8 und der wahren Uhrzeit IVOZ abhängig. Damit können die Sonnenelevation y _s und Sonnenazimut a _s unter Verwendung einer Position des Beobachters 48 bzw. einer räumlichen Position des Photovoltaiksystems, dem vorgegebenen Datum und der vorgegebenen Uhrzeit ermittelt werden.

Die räumliche Position des Photovoltaiksystems wird unter Verwendung eines zweitens Koordinatensystem angegeben, welches die räumliche Position auf der Erdoberfläche beschreibt. Dem zweiten Koordinatensystem sind die geographischen Koordinaten Längengrad A und Breitengrad <p zugeordnet, welche sich auf den Erdmittelpunkt als Ursprung beziehen. Der Standort des Photovoltaiksystems kann durch Angabe eines Längengrads A und eines Breitengrads <p festgelegt sein.

Neben einer zeitlichen Veränderung bzw. einem Verlauf der Sonnenposition während eines Tages nimmt ein Beobachter 48 an einem vorgegebenen Standort auf der Erde ebenso eine Veränderung dieses Verlaufs über das Jahr hinweg wahr. Dieser Sachverhalt lässt sich bekanntermaßen über eine Bewegung der Erde um die Sonne und eine Neigung der Erde gegenüber einer dieser Bewegung zugeordneten Bewegungsebene erklären, die auch als Ekliptikalebene bezeichnet wird.

Die Sonnendeklination 8 kann unter Verwendung folgenden Zusammenhangs ermittelt werden:

8 = arcsin (A ■ sin (J ¹ — B + C ■ sin(/' — D)

Hierbei beschreibt der Parameter A die Erdneigung im Bogenmaß. Die Konstante B legt in dem vorliegenden Modell fest, dass die Sonnendeklination am 21. Dezember ihren Maximalwert erreicht. Die Konstanten C und D stellen Korrekturwerte für Effekte dar, die sowohl durch Wechselwirkungen mit anderen Himmelskörpern als auch durch Effekte im Erdinneren entstehen. Der Parameter J' beschreibt eine Normierung für den Julianischen Tag J:

360° 365,25 Tage

Der Julianische Tag beschreibt die fortlaufende Zählung der Tage seit dem ersten Januar im Jahr Null und lässt sich somit aus dem aktuellen Datum bestimmen. Die wahre Ortszeit IVOZ beschreibt die aktuelle Uhrzeit in Abhängigkeit des Sonnenstands: mln

WOZ = LZ — ZZ + 4-j- ■ A + Zgl

Dabei beschreiben die Parameter LZ und ZZ die aktuelle Uhrzeit sowie eine Zeitzone für den Standort des Photovoltaiksystems. Der Parameter A gibt wie oben beschrieben den Längengrad für diesen Standort an. Der Parameter Zgl beschreibt wiederum einen Korrekturterm für die wahre Ortszeit WOZ, der von dem jeweiligen Datum abhängig ist:

/ 360 \ /360 \ /360

Zgl = E sm 2 — (/ - 81) - F eos — (/ - 81) - G sin — (/ - 81) y 365 ) y365 ) y365 wobei die Parameter E, F und G konstante Zahlenwerte darstellen.

Schließlich lässt sich die wahre Ortszeit noch wie folgt in den sogenannten Stundenwinkel umrechnen:

0) = (12: 00/1 - WOZ) ■ 15 - h

Fig. 5 zeigt eine schematische Darstellung eines Koordinatensystems zur Definition von Längengrad und Breitengrad, um den zweiten Vektor zu ermitteln. Der zweite Vektor repräsentiert eine vorgegebene räumliche Ausrichtung des Photovoltaiksystems relativ zur Erdoberfläche. Insbesondere steht der zweite Vektor senkrecht auf einer effektiven Fläche A _e ff des Photovoltaiksystems. Der zweite Vektor kann in dem relativen Kugelkoordinatensystem unter Verwendung eines weiteren Azimutwinkels a' _s und eines weiteren Elevationswinkels y' _s ermittelt werden. Der weitere Azimutwinkel a' _s und der weitere Elevationswinkel y' _s können bspw. unter Verwendung von trigonometrischen Beziehungen aus einer Neigung und einer Ausrichtung eines Daches, auf welchem das Photovoltaiksystem angeordnet ist, ermittelt werden.

Der Ermittlung des Skalarprodukts geht bevorzugt ein Schritt des Transformierens des ersten und des zweiten Vektors aus dem relativen Kugelkoordinatensystem in ein gemeinsames, insbesondere kartesisches Koordinatensystem voraus. Das Verbrauchermodell umfasst für ein oder mehrere Verbraucher des Verbrauchersystems eine, insbesondere voraussichtlich, abgenommene Leistung. Das Verbrauchermodell umfasst eine Information bezüglich einer, insbesondere voraussichtlich, abgenommenen Leistung P _CO nsumer,prci der ein oder mehreren, insbesondere einer Gesamtheit, der Verbraucher des Verbrauchersystems für ein oder mehrere vorgegebene Zeitpunkte oder Zeitfenster bzw. Zeiträume. Hierzu umfasst das Verbrauchermodell bspw. eine Lookup-Tabelle. Die Lookup-Tabelle kann voraussichtlich aufgenommene Leistungen für einzelne Verbraucher, wie bspw. Wärmepumpe, Herd, Backofen, Spülmaschine etc. für vorgegebene Zeitpunkte bzw. Uhrzeiten oder Zeitfenster aufweisen. Derartige Großverbraucher in einem Haushalt weisen mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit eine reproduzierbare Leistungsaufnahme bzw. Leistungsanforderung zu bestimmten Uhrzeiten auf.

Weiter kann die Lookup-Tabelle voraussichtlich aufgenommene Leistungen für einzelne oder alle Verbraucher für vorgegebene Zeitpunkte bzw. Uhrzeiten oder Zeitfenster an vorgegebenen Wochentagen aufweisen. Dadurch kann berücksichtigt werden, dass sich Leistungsaufnahme bzw. Leistungsanforderung bspw. zwischen Werktagen und Wochenendtagen unterscheiden kann.

Ferner kann die Lookup-Tabelle voraussichtlich aufgenommene Leistungen für einzelne oder alle Verbraucher für vorgegebene Zeitpunkte bzw. Uhrzeiten oder Zeitfenster an vorgegebenen Wochentagen zu vorgegebenen Monaten oder Jahreszeiten aufweisen. Dadurch können saisonale Unterschiede berücksichtigt werden.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform kann die mittels des Verbrauchersystems tatsächlich abgenommene Leistung aus einer Messung der aus dem elektrischen Versorgungsnetz entnommenen bzw. an das elektrische Versorgungsnetz abgegebenen Leistung P _grid , bspw. an einem Hausanschlusspunkt, ermittelt werden. Hierzu wird die gemäß dem vorliegenden Ermittlungsverfahren ermittelte Ladeleistung P _batt und die mittels des Photovoltaiksystems bereitgestellte Leistung P _{so iar} von der Leistung P _grid abgezogen. Es ist dann möglich, die mittels des Verbrauchersystems abgenommene Leistung P _consU mer = Psoiar ~ Pbatt ~ Pgrid bzw. eine Differenz aus Verbraucherleistung und Solarleistung P _CO nsumer ~ Psoiar = -Pbatt ~ Pgna zu berechnen, sofern P _{so iar} nicht bekannt ist. Im Falle eines adaptiven Verbrauchermodells werden bestehende Werte in einzelnen Zellen einer Lookup-Tabelle durch neue Werte ersetzt, wenn bspw. zu einer bestimmten Uhrzeit ein neuer Leistungswert P _CO nsumer bzw. P _CO nsumer ~ Psoiar ermittelt worden ist. Eine zugehörige Adaptionsgeschwindigkeit des Ersetzens alter durch neuer Leistungswerte kann derart gewählt werden, dass Leistungsaufnahmen, welche insbesondere auf reproduzierbaren Vorgängen in einem Haushalt basieren, zuverlässig erfasst werden können.

Fig. 6 zeigt ein Ablaufdiagramm des Verfahrens 100 zum Ermitteln einer Ladeleistung für ein Laden einer Batterie eines Fahrzeugs mittels einer Ladeeinrichtung.

In Schritt 110 wird eine erste Leistungsinformation bezüglich einer von dem Photovoltaiksystem bereitgestellten Leistung unter Verwendung eines physikalischen Modells mittels einer Recheneinheit ermittelt.

In Schritt 120 wird eine zweite Leistungsinformation bezüglich einer mittels des Verbrauchersystems abgenommenen Leistung mittels der Recheneinheit eingelesen.

In Schritt 130 wird die Ladeleistung basierend auf der ersten Leistungsinformation und der zweiten Leistungsinformation mittels der Recheneinheit ermittelt.

Hierbei wird in Schritt 132 eine Leistungsdifferenz zwischen der von dem Photovoltaiksystem bereitgestellten Leistung und der mittels des Verbrauchersystems abgenommenen Leistung ermittelt.

Weiter wird in Schritt 134 die Ladeleistung basierend auf der ermittelten Leistungsdifferenz und unter Berücksichtigung einer ersten Ladeeigenschaft der Ladeeinrichtung und einer zweiten Ladeeigenschaft der Ladeeinrichtung ermittelt. Die erste Ladeeigenschaft repräsentiert eine maximale Ladeleistung der Ladeeinrichtung. Die zweite Ladeeigenschaft repräsentiert vorgegebene Ladeleistungsstufen der Ladeeinrichtung. In Schritt 140 wird die Batterie das Fahrzeug mit der ermittelten Ladeleistung mittels der Ladeeinrichtung geladen. Hierbei wird der Ladeeinrichtung zusätzliche Leistung mittels einer Leistungsversorgungseinheit bereitgestellt, wenn die ermittelte Ladeleistung größer ist als eine Leistungsdifferenz zwischen einer von dem Photovoltaiksystem tatsächlich bereitgestellten Leistung und einer mittels des Verbrauchersystems tatsächlich abgenommenen Leistung. Alternativ wird einer Leistungsabnahmeeinheit zusätzliche Leistung mittels der Ladeeinrichtung bereitgestellt, wenn die ermittelte Ladeleistung kleiner ist als die Leistungsdifferenz zwischen der von dem Photovoltaiksystem tatsächlich bereitgestellten Leistung und der mittels des Verbrauchersystems tatsächlich abgenommenen Leistung.