EV Fleet Charging Peak-Demand & Transformer Sizer

Schätzen Sie die Spitzenlast beim Laden einer EV-Flotte, eine indicative Transformer-Leistung in kVA und einen von Ihnen eingegebenen monatlichen demand charge. Das Modell vergleicht die Gleichzeitigkeit der Ladegeräte mit der durchschnittlich erforderlichen Leistung, um die tägliche Energie der Flotte innerhalb des Ladefensters bereitzustellen.

EVs in der Flotte (EVs)Tägliche Energie je EV (kWh/EV/day)Ladefenster (hours)Nennleistung des Ladegeräts (kW/charger)Gleichzeitigkeitsfaktor beim Laden (%)Bestehende gleichzeitige Standort-Spitzenlast (kW)Power factor (%)Auslegungsreserve des Transformators (%)Demand charge (GBP/kW/month)

Ergebnis

Geschätzte Transformer-Kapazität

Geschätzte gleichzeitige Standort-Spitzenlast

Täglicher Energiebedarf der Flotte

Benötigte durchschnittliche Ladeleistung der Flotte

Ladeleistung bei eingegebener Gleichzeitigkeit

Mindestgleichzeitigkeit für das Energie-Ladefenster

Machbarkeit des Ladefensters

Geschätzter monatlicher demand charge

Anleitung Tool

Geben Sie Flottengröße, tägliche kWh je EV und die verfügbaren Ladestunden ein.
Geben Sie die Nennleistung der Ladegeräte in kW und den erwarteten Gleichzeitigkeitsfaktor für den ungesteuerten oder gesteuerten Ladeplan ein.
Ergänzen Sie die bestehende gleichzeitige Standort-Spitzenlast, power factor, Auslegungsreserve des Transformators und gegebenenfalls den demand charge des Versorgers.
Prüfen Sie Machbarkeit des Ladefensters, geschätzte Spitzenlast in kW, Transformer-kVA und monatliche demand-charge-Schätzung; vergleichen Sie die Werte mit einer elektrischen Standortstudie.

Annahmen

Bestehende Standort-Spitzenlast und EV-Last werden als gleichzeitig angenommen; tatsächliche Lastprofile, Phasenbalance, Power Quality und lokale Netzbeschränkungen werden nicht modelliert.
Der Gleichzeitigkeitsfaktor ist eine Benutzerschätzung. Liegt die verfügbare Ladeleistung unter der durchschnittlich erforderlichen Leistung für das Ladefenster, wird der Ladeplan als nicht machbar markiert und die modellierte Spitzenlast verwendet die erforderliche Durchschnittsleistung als Planungsuntergrenze.
Power factor und Auslegungsreserve sind Benutzereingaben, keine universellen Anforderungen des Elektro-Codes. Dies ist weder eine Transformatorauswahl noch ein Elektrokonzept oder eine Netzanschlussgenehmigung.
Der monatliche demand charge nimmt an, dass die modellierte Standort-Spitzenlast laut Tarif abrechenbar ist; Ratchets, Zeitfenster, saisonale Abrechnung, Grundgebühren und Einspeisegutschriften sind ausgeschlossen.

Technische Details: Bedeutung der Felder

EVs in der Flotte vehicleCount: Anzahl der EVs, die von diesem Standort oder dieser Ladegruppe versorgt werden.
Tägliche Energie je EV dailyEnergyPerVehicleKwh: Durchschnittliche elektrische Energie in kWh, die täglich an jedes EV geliefert werden muss.
Ladefenster chargingWindowHours: Stunden, innerhalb derer die tägliche Energie der Flotte geliefert werden muss.
Nennleistung des Ladegeräts chargerPowerKw: Nennleistung des AC-Ladegeräts je Ladepunkt in kW; verwenden Sie den zutreffenden Wert der Standortkonfiguration.
Gleichzeitigkeitsfaktor beim Laden simultaneousChargingPercent: Anteil der gesamten Nennleistung aller Ladegeräte, der voraussichtlich gleichzeitig aktiv ist. Gesteuertes Laden darf diesen Wert nur senken, wenn die Prüfung des Energie-Ladefensters weiterhin machbar ist.
Bestehende gleichzeitige Standort-Spitzenlast existingSitePeakKw: Bestehende Standortlast zum angenommenen Zeitpunkt der EV-Ladespitze; das Modell addiert die EV-Last als gleichzeitig auftretend.
Power factor powerFactorPercent: Angenommener power factor des Standorts in Prozent, um kW in kVA umzurechnen.
Auslegungsreserve des Transformators transformerDesignMarginPercent: Zusätzliche Kapazitätsreserve nach der Umrechnung der gleichzeitigen kW in kVA. Dies ist eine Planungsangabe, kein gesetzlich vorgeschriebener Wert.
Demand charge demandChargeGbpPerKwMonth: Demand charge des Versorgers in GBP je abgerechnetem kW pro Monat. Die Schätzung nimmt an, dass die modellierte gleichzeitige Standort-Spitzenlast die abrechenbare Leistung ist.

Methodik

Tägliche Flottenenergie = EV-Anzahl × tägliche Energie je EV. Erforderliche durchschnittliche Ladeleistung der Flotte = tägliche Energie ÷ Stunden des Ladefensters. Verfügbare Ladeleistung bei eingegebener Gleichzeitigkeit = EV-Anzahl × Ladegerät-kW × Gleichzeitigkeitsfaktor. Die modellierte Flotten-Spitzenlast ist der größere Wert aus verfügbarer Ladeleistung und durchschnittlich erforderlicher Leistung für das Energie-Ladefenster; nicht machbare Gleichzeitigkeit wird markiert. Standort-Spitzenlast = bestehende gleichzeitige Standort-Spitzenlast + modellierte Flotten-Spitzenlast. Erforderliche Transformer-kVA = Standort-Spitzenlast kW ÷ power factor × (1 + Auslegungsreserve). Monatlicher demand charge = Standort-Spitzenlast kW × eingegebener Gebührensatz.

Rechenbeispiel

EV-Flotte mit 30 Fahrzeugen und einem nächtlichen Ladefenster von 8 Stunden

Eingaben: EVs in der Flotte: 30 EVs, Tägliche Energie je EV: 45 kWh/EV/day, Ladefenster: 8 hours, Nennleistung des Ladegeräts: 11 kW/charger, Gleichzeitigkeitsfaktor beim Laden: 60%, Bestehende gleichzeitige Standort-Spitzenlast: 120 kW, Power factor: 95%, Auslegungsreserve des Transformators: 20%, Demand charge: 25 GBP/kW/month

Ergebnis: Die Flotte benötigt 1.350 kWh/Tag und durchschnittlich 168,8 kW Ladeleistung. Bei 60 % Gleichzeitigkeit liefern die Ladegeräte 198 kW, das Ladefenster ist also machbar. Die geschätzte Standort-Spitzenlast beträgt 318 kW; bei 95 % power factor und 20 % Reserve liegt die Transformer-Kapazität bei etwa 401,7 kVA. Geschätzter demand charge: £7.950/Monat.

Praktische Hinweise

Verwenden Sie intervallgemessene Standort-Spitzenlasten und einen realen Ladeplan der Flotte; ein einzelner Gleichzeitigkeitsprozentsatz ist ein vereinfachtes Lastprofilmodell.
Lassen Sie Transformer-Kapazität, Schutztechnik, Verkabelung, Spannungsabfall, Phasenbalance und Netzanschlussanforderungen von qualifizierten Elektroplanern und dem Netzbetreiber bestätigen.
Prüfen Sie Messfenster und Ratchet-Regeln des tatsächlichen Tarifs, bevor Sie die monatliche Gebühr als Kostenprognose behandeln.

Häufige Fehler

Nur anhand der Nennleistung der Ladegeräte zu dimensionieren und nicht zu prüfen, ob das Ladefenster die tägliche Energie der Flotte liefern kann.
Standort-Spitzenlast und EV-Last zu addieren, ohne zu prüfen, ob sie zusammenfallen können, oder ohne Intervallmessdaten stets Gleichzeitigkeit anzunehmen.
Die geschätzten Transformer-kVA oder demand charges als genehmigte Geräteleistung oder Versorgerangebot zu behandeln.

Häufige Fragen

Warum kann das Ladefenster nicht machbar sein?

Die eingegebene gleichzeitig verfügbare Ladeleistung kann unter den durchschnittlichen kW liegen, die benötigt werden, um die tägliche Energie aller EVs innerhalb der verfügbaren Stunden zu liefern.

Wählt das Tool eine Standardgröße für den Transformator?

Nein. Es schätzt erforderliche kVA. Standardgrößen, Redundanz, Oberschwingungen, Schutztechnik und lokale Netzbetreiberregeln müssen in einer Elektroplanung geprüft werden.

Zuletzt geprüft: 2026-10-18

Eine frühe Planungsschätzung der Lade-Last einer Flotte. Ladeleistungsabsenkung, Ankunfts-/Abfahrtsverteilungen der EVs, Phasenungleichgewicht, Oberschwingungen, Spannungsabfall, lokale Netzstudien, Transformer-Standards und Details der Versorgerabrechnung werden nicht modelliert.

Dieses Tool liefert eine unverbindliche Schätzung auf Grundlage der oben genannten Annahmen.

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