Photovoltaik: Technik, Produkte, Details 9783955530259, 9783920034256

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∂ Praxis

Photovoltaik Technik Gestaltung Konstruktion

Bernhard Weller Claudia Hemmerle Sven Jakubetz Stefan Unnewehr

Edition Detail

∂ Praxis

Photovoltaik Technik Gestaltung Konstruktion

Bernhard Weller Claudia Hemmerle Sven Jakubetz Stefan Unnewehr

Edition Detail

Dieses Buch wurde erstellt von einem Team bestehend aus einem Architekten, Bauingenieuren sowie einer Ingenieurin für regenerative Energien am Institut für Baukonstruktion der Fakultät Bauingenieurwesen, Technische Universität Dresden www.bauko.bau.tu-dresden.de in Verbindung mit dem Institut für internationale Architektur-Dokumentation GmbH & Co. KG www.detail.de

Autoren: Bernhard Weller, Prof. Dr.-Ing. Claudia Hemmerle, Dipl.-Ing. Sven Jakubetz, Dipl.-Ing. Stefan Unnewehr, Dipl.-Ing. Architekt Zeichnungen: Heiko Mattausch, Dipl.-Ing.

Verlag: Projektleitung: Steffi Lenzen, Dipl.-Ing. Architektin Redaktion und Lektorat: Melanie Weber, Dipl.-Ing. Architektin Redaktionelle Mitarbeit: Nicola Kollmann, Dipl.-Ing. Architektin; Petra Sparrer; Florian Köhler; Peter Popp, Dipl.-Ing.; Eva Schönbrunner, Dipl.-Ing. Zeichnungen: Nicola Kollmann, Dipl.-Ing. Architektin; Simon Kramer, Dipl.-Ing.; Elisabeth Krammer, Dipl.-Ing.; Melanie Denys, Dipl.-Ing.; Ralph Donhauser, Dipl.-Ing. © 2009 Institut für internationale Architektur-Dokumentation GmbH & Co. KG, München Ein Fachbuch aus der Redaktion DETAIL

ISBN: 978-3-920034-25-6 Gedruckt auf säurefreiem Papier, hergestellt aus chlorfrei gebleichtem Zellstoff. Alle Rechte vorbehalten, einschließlich das des auszugsweisen Abdrucks, der Übersetzung, der fotomechanischen Wiedergabe und der Mikrokopie. Die Übernahme des Inhalts und der Darstellungen, ganz oder teilweise, in Datenbanken und Expertensysteme, ist untersagt.

DTP & Produktion: Simone Soesters Druck: Aumüller Druck, Regensburg 1. Auflage 2009

Institut für internationale Architektur-Dokumentation GmbH & Co. KG Sonnenstraße 17, D-80331 München Telefon: +49/89/38 16 20-0 Telefax: +49/89/39 86 70 www.detail.de

∂ Praxis Photovoltaik

Inhalt

7

Einführung

11 14 19 22 25 26 29 32

Solarstrom erzeugen und nutzen Energiequelle Sonne Solarzellen – aus Licht wird Strom Module Leistungsfähigkeit Photovoltaiksysteme Systemtechnik Erträge und Wirtschaftlichkeit Ökologie

35 36 39 40 41 46

Gestalten mit Photovoltaik Merkmale kristalliner PV Unterschiede zu traditionellen Baustoffen und Produkten PV und ihr Verhältnis zum Gebäude, PV im Stadt- und Landschaftsraum Entwurfsstrategien Gestaltungsmöglichkeiten Transparenz, Gestaltungspotenziale

50 52 55 62 66

Konstruieren und Integrieren Konstruieren mit Photovoltaik Befestigung Einbausituation Dach Einbausituation Fassade Sonnenschutz

71 72 73 76 77 79

Technische Regeln und Baurecht Bauartzulassung von PV-Modulen, Elektroinstallation und -sicherheit Baurecht im Überblick Bauprodukte und Bauarten Ungeregelte Bauprodukte und Bauarten Experimentelle Nachweise Brandschutz

82 84 87 90 92 94 97 100

Ausführungsbeispiele Photovoltaik Umweltbundesamt in Dessau Institutsgebäude in Peking Gemeindehaus in Ludesch Paul-Horn-Arena in Tübingen Sporthalle in Burgweinting Büro- und Wohngebäude in München Aufstockung und Neubau eines Büro- und Wohnhauses in Darmstadt Einfamilienhaus in Hegenlohe

103 109 111

Anhang Glossar, Normen und Richtlinien, Literatur, Hersteller, Firmen und Informationsdienste Sachregister Bildnachweis

Einführung

Jegliches Leben ist ohne Energie unmöglich. Pflanzen und einige Bakterienarten sind in der Lage, Sonnenstrahlung chemisch zu binden und so wiederum als Nahrungsquelle für andere Lebewesen zu dienen. Pflanzen und Tiere bilden mit ihrem Lebensraum ein Ökosystem, das nur so viel Energie verbraucht, wie die Sonne kontinuierlich liefert. Ein Teil der Solarstrahlung ist als Biomasse chemisch gebunden und von der Atmosphäre abgeschlossen dauerhaft eingelagert. Vor Jahrmillionen entstanden aus dieser Materie die fossilen Brennstoffe Kohle, Öl und Erdgas. Der Mensch deckt mit ihnen derzeit etwa 80 % seines Energiebedarfs [4]. Der Verbrauch übersteigt die extrem langen Entstehungszeiträume jedoch bei Weitem, sodass sich die fossilen Ressourcen entweder erschöpfen werden oder deren Förderung unrentabel sein wird. Da ihre Umwandlung in nutzbare Energie zudem das klimaschädliche Kohlendioxid ausstößt, müssen geeignete Maßnahmen eine ausgeglichene Bilanz aus erneuerbaren und verbrauchten Energien herstellen.

Meeresenergie Wasserkraft Erdwärme Biomasse Windenergie

170 2400

Weltprimärenergieverbrauch

1

Solarstrahlung

Stromerzeugung aus EE [TWh/a]

1

100 80 60 40 20 0

1990

1995

2000

2005

2008

Bruttostromverbrauch 2008: 617TWh Stromerzeugung aus EE: 93,0TWh = 15,1%. Davon

2

Photovoltaik 4,3% Bioenergie 30,1 %

Windenergie 43,2% Wasserkraft 22,4%

Energie kann in unterschiedlicher Form als thermische, mechanische, potenzielle, chemische, nukleare, Strahlungs- oder elektrische Energie vorliegen. Letztere nimmt in dieser Liste eine Sonderstellung ein, da sie sich aufgrund ihres hohen Anteils an Exergie besonders gut nutzen

und über Stromleitungen leicht transportieren lässt. Die Speicherung größerer Mengen elektrischer Energie bereitet jedoch Probleme. Erneuerbare Energien Als erneuerbare Quellen stehen auf der Erde prinzipiell drei Arten zur Verfügung (Abb. 3): • Solarstrahlung • Erdwärme • Planetenenergie Das Angebot dieser drei Quellen variiert stark: Die Strahlung der Sonne nimmt den mit Abstand größten Anteil ein (Abb. 1). In ihrem Inneren fusioniert Wasserstoff zu Helium und setzt dabei einen Teil der Masse in Energie um. Die Sonnenoberfläche strahlt diese in Form von elektromagnetischen Wellen ins All ab – und das für menschliche Maßstäbe noch unendlich lange: etwa für weitere vier bis fünf Milliarden Jahre. Obwohl nur ein sehr geringer Teil der Sonnenstrahlung auf die Erdoberfläche trifft, enthalten wenige Stunden Sonnenschein mehr Energie als die gesamte Weltbevölkerung in einem Jahr verbraucht. Wenn es gelänge, nur 0,04 % des solaren Angebots effektiv zu nutzen, könnte die Sonne den weltweiten Gesamtenergiebedarf decken (Abb. 1). Die Solarstrahlung, Erdwärme und Planetenenergie treten auf der Erde als Phänomene auf, die sich unterschiedlich gut

Energiequellen der Erde nicht erneuerbar

1

2 3

Potenziale erneuerbarer Energien im Verhältnis zum Weltprimärenergieverbrauch 2007 [1]. Die Potenziale basieren auf Schätzungen nach [2]. Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland von 1990 – 2008 Energiequellen der Erde und ihre Erscheinungsformen. Nach [3], S. 44

erneuerbar

Kernenergie

Solarstrahlung vergangene Strahlung aktuelle Strahlung

Atomkraft

Kohle Erdöl Erdgas

3

Globalstrahlung oberflächennahe Erdwärme Atmosphärenwärme Wind Meereswärme Meeresströmung Wellenbewegung Laufwasser Biomasseproduktion

Erdwärme

Planetenenergie

oberflächenferne Erdwärme

Gezeiten

7

Einführung

45 40

Strompreis [Ct/kWh]

35 30 25 20 15 2009

2011 EEG Gebäude bis 30 kW EEG Freifläche

4

2013

2015 Netz 3% p.a. Netz 5% p.a. Netz 7% p.a.

nutzen lassen. Das ist ein Grund, warum ihre Anteile an der gesamten Energieerzeugung stark voneinander abweichen. In Deutschland beispielsweise tragen derzeit nur die Wind- und Wasserkraft, die Biomasse und die Photovoltaik signifikant zur Stromerzeugung bei (S. 7, Abb. 2). Die Nutzung dieser Energieformen deckte in der Bundesrepublik Deutschland im Jahr 2008 bereits einen Anteil von 15,1 % des Bruttostromverbrauchs. Ihr Beitrag zum gesamten Endenergieverbauch betrug etwa 9,6 %. Photovoltaik Das Kunstwort Photovoltaik (PV) beschreibt das grundlegende physikalische Prinzip von Solarzellen: Sie wandeln die Globalstrahlung (Licht: griechisch phos, photos) in Elektrizität um, deren Spannung die Einheit Volt trägt. Dieser Prozess fasziniert sowohl durch die lautlose und saubere Energieerzeugung quasi aus dem Nichts als auch durch sein breites Anwendungspotenzial. Von einzelnen Solarzellen, die Uhren oder Taschenrechner mit geringen Leistungen im Milliwattbereich versorgen, bis hin zu Quadratkilometer großen Megawattkraftwerken ermöglicht das modulare Prinzip beliebige Systemgrößen für jeglichen Strombedarf. Dabei bleibt der Grundbaustein, die Solarzelle, immer derselbe. Entwicklungsgeschichte Obwohl der französische Physiker Alexandre Edmond Bequerel den photovoltaischen Effekt schon 1839 entdeckte, ermöglichte erst in den 1950er-Jahren die Entwicklung der Halbleitertechnik seine praktische Umsetzung. Wegen ihrer extrem hohen Herstellungskosten kamen für die ersten Solarzellen zunächst nur solche Anwendungen in Frage, bei denen eine Stromversorgung nicht leitungsgebunden erfolgen konnte, mitgeführte Energie relativ teuer war und die Kosten eine unterge8

5

ordnete Rolle spielten. Eine entsprechende Nutzung wurde im Weltall gefunden, denn die Raumfahrt liefert vermutlich das zugleich radikalste sowie anschaulichste Beispiel eines energetischen Inselsystems. Die Photovoltaik bietet im All die einzige sinnvolle Lösung, auf schwere Energieträger verzichten und zudem langfristig energetisch autark leben und arbeiten zu können. Wichtigste Kriterien stellten die Zuverlässigkeit, eine lange Lebensdauer und ein geringes Gewicht bei hoher Leistungsfähigkeit dar. Als vorteilhaft für diesen Einsatzort erwiesen sich sowohl die niedrige Umgebungstemperatur als auch die wegen fehlender Atmosphäre vergleichsweise hohe Bestrahlungsstärke. Auf der Erde konnte sich die PV-Technik zunächst nur dort durchsetzen, wo ein Stromnetz fehlte und die Bereitstellung elektrischer Energie über Batterien oder Brennstoffe unwirtschaftlich oder unzuverlässig war. Dies betraf beispielsweise Anwendungen in Entwicklungsländern, im Meer wie auf Signalbojen oder an Sendemasten in der Weite Nordamerikas oder Australiens. Mit abnehmendem Herstellungspreis schrumpfte auch die Entfernung der Einsatzorte zu entwickelten und bereits über das Stromnetz versorgten Gebieten bis schließlich zur Netzanbindung. [5] Wirtschaftlichkeit Das Grundgesetz erhebt den Schutz der »natürlichen Lebensgrundlagen« zum Staatsziel [6]. Vor diesem Hintergrund trat im Jahr 2000 das Erneuerbare-EnergienGesetz (EEG) in Kraft, auf dessen Basis sich PV-Anlagen prinzipiell wirtschaftlich betreiben lassen – sofern die technischen Rahmenbedingungen stimmen. Das EEG setzt einen Vergütungssatz fest, zu dem der jeweilige Netzbetreiber nach diesem Gesetz geförderten Strom abnehmen muss. Anschließend reicht dieser die För-

6

derbeträge, die er dem EEG-Stromerzeuger zahlt, als Umlage an die Endkunden weiter. Der Strompreis bleibt bei einer errichteten Anlage für die Dauer von 20 Jahren konstant – sinkt jedoch jährlich für neu installierte Systeme. Dieses als Degression bezeichnete Prinzip erhöht den Innovationsdruck auf die Hersteller und sorgt dafür, dass sich die Erzeugungskosten für PV-Strom und der Endverbraucherpreis für konventionellen Strom einander angleichen und in absehbarer Zeit entsprechen. Dieser »Netzparität« genannte Zustand kann bei einer angenommenen jährlichen Preiserhöhung des Netzstroms von 5 % bereits im Jahr 2013 eintreten (Abb. 4). Die Herstellung profitiert vor allem von einem Rationalisierungseffekt infolge Massenproduktion, der »Economy of Scale«. Für die vergangenen Jahrzehnte wurde nachgewiesen, dass jeweils eine Verdoppelung der Modulproduktion die Kosten pro Einheit um etwa 20 % senkt [7]. Jenseits der betriebswirtschaftlichen Kalkulationen können die langfristigen Vorteile regenerativer Energien sowohl für die Volks- als auch für die Weltwirtschaft kaum zu hoch eingeschätzt werden. Das Inland profitiert vor allem von der im Staat verbleibenden Wertschöpfung, beständigen Energiepreisen und einer sicheren Versorgung. Erneuerbare Energien senken die nicht im Strompreis enthaltenen »externen Kosten«, die beispielsweise als Schäden an der Umwelt entstehen, erheblich. Bei Strom aus Braun- und Kohlekraftwerken betragen diese Kosten etwa zwischen sechs und acht Eurocent pro Kilowattstunde – die der erneuerbaren Energien meist weniger als ein Cent [8]. Nicht zuletzt erwächst aus den erneuerbaren Energien auf globaler Ebene aufgrund der Kombination aus Natur- und Klimaschutz sowie der langfristigen Versorgungssicherheit geopolitische Stabilität [9].

Einführung

4

5

6

7

8

Konvergenz der Strompreise: Die im EEG festgelegte Einspeisevergütung wird Bezugspreisentwicklungsszenarien des Netzstroms gegenübergestellt. Der jeweilige Schnittpunkt heißt Netzparität. Vanguard I: der erste mit PV-Strom betriebene Satellit. Er trat seinen Dienst am 17. März 1958 im All an. Replika Die erste fassadenintegrierte Photovoltaik-Anlage schmückt das Verwaltungsgebäude eines Energieversorgers. STAWAG Stadtwerke Aachen (D) 1991, Architekturbüro Georg Feinhals Gestalterische Vorzüge werden mit neuen Techniken erreicht. Bei dieser Fassade wirken die PV-Module homogen. Ferdinand-Braun-Institut für Höchstfrequenztechnik, Berlin (D) 2007, msp Architekten Neben der Textur kommt der Farbwirkung bei gebäudegebundener PV eine wachsende Bedeutung zu. Mustermodule aus CIS-Dünnschichtzellen mit farbig-strukturierten Deckgläsern, EU-Forschungsprojekt BIPV-CIS, 2004 – 2007 7

8

Anwendungsgebiete Die PV-Technik weist gegenüber anderen Energieerzeugungsmethoden Besonderheiten auf, die sie gerade für den Einsatz im urbanen Raum prädestinieren. Der Wirkungsgrad eines installierten Solarstromsystems basiert nur zu einem sehr geringen Anteil auf der Anlagengröße: Ertrag und Generatorfläche verhalten sich annähernd proportional zueinander. Damit rentieren sich auch sehr kleine Solaranlagen, die Hausbesitzer mit relativ geringen finanziellen Mitteln erwerben und betreiben können. Der völlig lautlose und emissionfreie PV-Generator lässt sich genau dort einsetzen, wo die Energie gebraucht wird: direkt am Haus. So spart er Kosten für den Erwerb von Aufstellfläche und Infrastruktur, vermeidet Transportverluste und verhindert zusätzliche Oberflächenversiegelungen. Zudem korreliert im Tagesverlauf das aus PV generierte Stromangebot recht gut mit der Nachfrage. Eine der größten Herausforderungen jedoch stellt die Unstetigkeit der Energiequelle dar.

wichtiger Motor für die Entwicklung und praktische Erprobung großer PV-Kraftwerke erwiesen. Im dicht besiedelten Deutschland sind sie allerdings von untergeordneter Bedeutung. Besondere Aufmerksamkeit wecken Nachführsysteme, deren Module ein- oder zweiachsig dem Sonnenstand folgen, um die Energieausbeute zu steigern.

Netzgekoppelte Anlagen entstanden anfangs hauptsächlich auf Dächern von Wohnhäusern. Inzwischen findet man sie zunehmend auch auf Gewerbebauten und öffentlichen Einrichtungen wie Schulen oder Regierungsgebäuden, Bahnhöfen und Lärmschutzanlagen. Grundsätzlich eignet sich nahezu jedes Bauwerk für die Installation einer PV-Anlage. Dabei kann man den Solargenerator frei aufstellen oder in Dach bzw. Fassade integrieren. Die Doppelnutzung der Module als Stromerzeuger und Baustoff in der Gebäudehülle spart nicht nur Geld und Herstellungsenergie, sondern ermöglicht auch eine angemessene Einbindung in das Stadt- und Landschaftsbild. Freiflächenanlagen, z. B. auf ehemaligen Militärund Industriegeländen oder Mülldeponien, haben sich übergangsweise als

Ausblick Die Solarzellenindustrie erfreut sich seit etwa einer Dekade hoher Wachstumsraten von jährlich 30 bis 40 % – allerdings auf relativ niedrigem Niveau: Im Jahr 2008 trug PV-Strom nur zu etwas mehr als 0,6 % an der Stromerzeugung in Deutschland bei. Langfristig besitzt die Photovoltaik jedoch das Potenzial, sich zu einer tragenden Säule der Energieversorgung zu entwickeln. Das erfordert einerseits flexiblere Stromnetze, die große Mengen Solarstrom aufnehmen können, und andererseits weitere drastische Kostenreduktionen seitens der Industrie, damit der vorgezeichnete Übergang von der geförderten Markteinführung zur eigenständigen Rentabilität gelingt. Die Hersteller reagieren auf diesen Druck mit einem hohen Innovationstempo. Stetig steigen-

Der Fokus dieses Buchs liegt auf der gebäudegebundenen Photovoltaik. Damit drängen neben den zahlreichen technischen vor allen Dingen gestalterische und konstruktive Fragestellungen in den Vordergrund, die jeweils ein eigenes Kapitel erhalten. Das Baurecht behandelt angelehnt an den konstruktiven Glasbau technische Regeln und Vorgaben, die beim Bau und Einsatz einer PV-Anlage greifen. Ein Glossar sowie ergänzende Quellen und Verzeichnisse dienen der weiteren Vertiefung. Vorbildlich gebaute Beispiele mit den unterschiedlichen Einbauvarianten Dach, Fassade und als Sonnenschutz runden das Buch ab.

de Wirkungsgrade, das Einsparen teurer Materialien und eine zunehmende Massenproduktion prägen die Entwicklung in der Zell-, Modul- und Systemtechnik. PVModule mit klassichen kristallinen Siliziumsolarzellen werden bald Wirkungsgrade oberhalb von 20 % erreichen und die dominierende Technologie bleiben. Die Dünnschichttechnik erobert zunehmend Marktanteile und steigert ihre noch relativ niedrigen Wirkungsgrade mit neuen Materialien und Mehrfachsolarzellen, die ein besonders breites Spektrum des Sonnenlichts nutzen. Neue Zellkonzepte lassen die Unterschiede zwischen herkömmlichen und Dünnschichtzellen verschwimmen. Kristalline Zellen beispielsweise, deren Stärke innerhalb weniger Jahre bereits um ein Drittel abgenommen hat, könnten zukünftig als Abziehfolien aus einem wiederverwendbaren Wafer hergestellt werden. Weitere Impulse kommen aus der Nanotechnologie. Zugleich rückt die PV-Branche näher an die Glasindustrie und damit an das Bauwesen. Neue Modulkonzepte orientieren sich an der Isolierglasfertigung. Für Architekturanwendungen kann man auf eine Erweiterung der angebotenen Produktpalette hinsichtlich flexiblerer Maße und Farbgestaltung hoffen. Mit der Integration von PV-Elementen in standardisierte Dach- und Fassadenprodukte könnte auch die Bauwirtschaft zu ansprechenden Lösungen beitragen.

Anmerkungen: [1] BP 2008, S. 40 [2] Fischedick 2000, S. 17f. [3] Agentur für Erneuerbare Energien, 2009 (2) [4] Hegger 2007, S. 45 [5] vgl. Perlin 1999, S. 57ff. [6] Artikel 20a GG [7] vgl. Luther 2003, S. 5f. [8] BMU 2008, S. 35 [9] Tänzler 2007, S. XIff.

9

Solarstrom erzeugen und nutzen

Seit den 1990er-Jahren tragen staatliche Förderprogramme die Solarstromnutzung in die breite Anwendung. Heute stimulieren Vergütungsmodelle wie das deutsche Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) nicht nur den Bau, sondern vor allem den effizienten Betrieb netzgekoppelter Photovoltaikanlagen. Nicht zuletzt deswegen ist der technische Entwicklungsstand sehr weit ausgereift. Jede noch so kleine Solarzelle verkörpert bereits ein eigenständiges Kraftwerk, das Sonnenlicht direkt in Strom umwandeln kann. Üblicherweise sind mehrere Zellen in einem anschlussfertigen Modul verbunden. In einem Solarstromsystem bildet wiederum die benötigte Anzahl an Solarmodulen eine größere Leistungseinheit, den Photovoltaik (PV)- oder Solargenerator (Abb. 1). Energiequelle Sonne Die Sonne liefert die Energie für jegliches Leben auf der Erde, die uns in Form von elektromagnetischer Strahlung erreicht. Ihre passive Nutzung als Wärme- und Lichtquelle ist so alt wie das Bauen selbst. Strahlungsleistung und -spektrum Die Strahlungsleistung bezieht sich in der Regel auf eine senkrecht zur Einstrahlung stehende Fläche von einem Quadratmeter. Außerhalb der Erdatmosphäre ist sie

1

Modulares Prinzip der Photovoltaik. Der elementare Baustein, die Solarzelle, lässt sich in beliebiger Anzahl vervielfältigen und zu einem Solarstromsystem zusammenfügen.

1 Zelle

Zellstring

Modul

nahezu gleichbleibend. Die sogenannte Solarkonstante beträgt etwa 1367 W/m2. Entsprechend ihrer Oberflächentemperatur von rund 5800 Kelvin (etwa 5500 °C) reicht das Spektrum der Sonne von kurzwelligem UV-Licht bis zu langwelligem Infrarotlicht. Den größten Anteil macht das energiereiche sichtbare Licht aus (S. 12, Abb. 2). In der Atmosphäre absorbieren, reflektieren und streuen natürliche und vom Menschen emittierte Luftmoleküle und Aerosole das Sonnenlicht. Dadurch reduziert sich die Strahlungsintensität auf der Erdoberfläche auf maximal 1000 W/m2, aber auch die spektrale Zusammensetzung ändert sich. Steht die Sonne senkrecht zur Erdoberfläche, nimmt ihre Strahlung den kürzesten Weg durch die Atmosphäre, nämlich die einfache Atmosphärendicke mit der äquivalenten Luftmasse Air Mass AM 1 (S.12, Abb. 3). Bei tiefer stehender Sonne verlängert sich der Lichtweg um den entsprechenden AMFaktor. Außerhalb der Erdatmosphäre gilt AM 0. Mit zunehmendem AM-Wert erfährt die Strahlung eine größere Schwächung. Da das Lichtspektrum die Leistungsfähigkeit unterschiedlicher Solarzellen stark beeinflusst, hat man sich zu ihrer Charakterisierung auf ein durchschnittliches terrestrisches Spektrum AM 1,5 geeinigt, das bei einer Sonnenhöhe (Elevation) von 41,8° auftritt (S. 12, Abb. 2, 3).

Strang

Generator

11

Solarstrom erzeugen und nutzen Energiequelle Sonne

ultraviolett

sichtbar

21.6., 12 Uhr AM 1,1 63,5°

infrarot

AM 1 90°

2

Strahlungsintensität [W/m2nm]

AM 0 Strahlungsleistung 1367 W/m2

AM 1,5 41,8° AM =

AM 1,5 Strahlungsleistung 1000 W/m2

1

21.12. AM 3,42 17°

1 sin α

Standort: 50° n. B.

Atmosphärenobergrenze

α

0 0

500

1000

1500

Erdoberfläche

2000 2500 Wellenlänge [nm]

AM 0: Strahlungsleistung 1367 W/m2

2

Kiel Rostock Hamburg Bremen Berlin

Hannover Münster Essen

Leipzig Dresden

Kassel Köln

Frankfurt Trier

Nürnberg Stuttgart Passau

Ulm Freiburg

< 950 kWh/m2a > 950 kWh/m2a

München

> 1000 kWh/m2a > 1050 kWh/m2a

> 1100 kWh/m2a > 1150 kWh/m2a

4

0° 87 74 60 100 109 91 114 80 106 99 112 70 108 95

45° 90°

80

Süd

5

2

3 4 5

12

30°

15°

107 78

90

38

Nord

48

65

Ost (West)

Extraterrestrisches (AM 0) und globales (AM 1,5) Spektrum des Sonnenlichts. Der Energieinhalt der Strahlung hängt sehr stark von ihrer Wellenlänge ab. äquivalente Luftmasse AM (Air Mass) bei unterschiedlichen Sonnenständen Globalstrahlungskarte: jährliche Sonneneinstrahlung auf horizontale Flächen in Deutschland relative jährliche Einstrahlung auf unterschiedliche Flächenorientierungen in Deutschland im Vergleich zur Horizontalen

AM 1,5: Strahlungsleistung 1000 W/m2

Globalstrahlung Je nach Bewölkungszustand ändert sich die Höhe der Globalstrahlung und ihre anteilige Zusammensetzung aus direkten, diffusen und reflektierten Anteilen. Solarzellen können alle drei Formen nutzen, wobei die direkte Strahlung am meisten Energie enthält. Im Gegensatz zum diffusen, in der Atmosphäre gestreuten Licht kommt sie unbeeinflusst aus der Richtung der Sonne und verursacht Schlagschatten. Abhängig von Oberflächenbeschaffenheit, Helligkeit und Farbe beschreibt der sogenannte Albedowert das Rückstrahlvermögen der Umgebung. Normalerweise liegt er in bebauten Gebieten und im Gelände bei durchschnittlich 20 %. Im Vergleich dazu wirken sich beispielsweise Schnee mit bis zu 90 % Albedo oder Aluminiumdächer (in verwittertem Zustand noch fast 50 % Albedo) in der Umgebung von PV-Anlagen günstig auf die Energieausbeute aus. Schwarze Teerpappe reflektiert dagegen nur etwa 7 %. Während die Spitzenwerte der Strahlungsleistung an klaren, wolkenlosen Tagen weltweit etwa 1000 W/m2 erreichen, kann es sein, dass der Leistungseintrag an trüben Tagen mit ausschließlich diffuser Strahlung 50 W/m2 nicht überschreitet. Verglichen mit einer sehr guten Innenraumbeleuchtung, die einer Bestrahlungsstärke von wenigen W/m2 entspricht, ist das zwar viel, erklärt aber, warum PV-Anlagen an solchen Tagen nur einen Bruchteil ihrer Leistung erbringen. Bedingt durch den vom Breitengrad abhängigen Sonnenstandsverlauf und die Witterungsverhältnisse treten an verschiedenen Standorten große Unterschiede in der Verteilung der Solarstrahlung auf. In der nördlichen Hemisphäre wandert die Sonne von Osten über Süden nach Westen und verändert dabei ihren Höhenstand γS auch im Jahresverlauf (Abb. 6). So verzeichnet in Deutschland ein wol-

3 Air Mass (AM)

kenloser, bis zu 17 Stunden langer Sommertag etwa 25-mal mehr Sonnenenergie als ein bedeckter Tag im Winter, wenn die Tageslängen auf acht Stunden schrumpfen. Die über den Zeitraum eines Jahres summierte Sonneneinstrahlung ergibt die jährliche Globalstrahlung in kWh/m2a. Der Sonnengürtel der Erde erstreckt sich ungefähr zwischen dem 40. nördlichen und dem 40. südlichen Breitengrad und schließt z. B. den südlichen Mittelmeerraum ein. Obwohl hier mit bis zu 2500 kWh/m2a doppelt so viel Solarenergie zur Verfügung steht wie in Mitteleuropa, lohnt es sich auch in unseren Breiten, diese kostenlos verfügbare Energiequelle zu nutzen. Solarstrahlung in Deutschland Der Deutsche Wetterdienst erstellt Globalstrahlungskarten auf der Basis von 20-jährigen Mittelwerten (Abb. 4). Diese gelten für horizontale Flächen und dienen als Berechnungsgrundlage für die Prognose der Energieerträge von Solaranlagen. Neben einem Süd-Nord-Gefälle zeigen sich zusätzlich regionale Unterschiede. Zwischen den geringsten Jahressummen ab 900 kWh/m2a in Nordwestdeutschland und den sonnenreichsten Standorten südlich der Donau mit über 1200 kWh/m2a liegt das Flächenmittel bei etwa 1050 kWh/m2a. Anders als das Windenergieangebot ist die Solarstrahlung relativ gut kalkulierbar. Sie weicht von Jahr zu Jahr weniger als 10 % vom Durchschnittswert ab. Nur in meteorologischen Extremjahren können es bis zu 20 % sein. Einstrahlung auf geneigte Flächen Die Energieausbeute pro Quadratmeter wird umso höher, je mehr sich die Solarfläche der Sonne zuwendet. Weil diese im Süden ihren Höchststand erreicht, empfangen in unseren Breiten südorientierte Flächen mit etwa 30° Neigung zur Hori-

Solarstrom erzeugen und nutzen Energiequelle Sonne

West

6

Meridian

a

b

Nord Höhenwinkel γS

7

Sonnenbahnen

c

a

Süd c

d

b

8

Azimut αS Ost

6

7e

zontalen am meisten Solarstrahlung. Hier erhöht sich die Jahressumme gegenüber einer waagerechten Fläche auf 110 bis 115 % (Abb. 5). Abweichende Neigungswinkel und Ausrichtungen liefern in einem weiten Bereich um dieses Optimum annähernd hohe Werte, sodass nach Südost bis Südwest weisende Flächen mit Neigungen zwischen 15° und 50° grundsätzlich sehr gut nutzbar sind. Auf vertikalen Südfassaden treffen noch rund 80 % der Strahlungsmenge auf oder umgerechnet knapp 30 % weniger als bei einer optimal geneigten Dachfläche. Selbst an Westoder Ostfassaden erreichen Photovoltaikmodule noch unter Umständen akzeptable Energieerträge: etwa 65 % im Vergleich zu einer horizontalen bzw. 55 % einer optimalen Südfläche. Von stark geneigten Nordausrichtungen ist dagegen generell abzuraten. Aufgrund ihres höheren Strahlungsangebots bieten süddeutsche Standorte größere Spielräume, auch ungünstigere Flächen zu nutzen. Im Gegensatz zum genordeten Bauwesen gilt in der Solartechnik die Winkelbezeichnung 0° für die Südausrichtung. Eine ideale Sonnenernte können dem Sonnenstand nachgeführte Generatoren erzielen. Der höhere Aufwand für Mechanik, Steuerung und Antrieb lohnt sich jedoch haupt-

f

sächlich in Südeuropa, wo die Direktstrahlung hoch ist, sowie bei beweglichen Sonnenschutzsystemen. Verschattung Verschattungen reduzieren die nutzbare solare Einstrahlung auf einer Fläche. Insbesondere bei kristallinen Modulen können bereits kleinste Verschattungen die elektrische Energieausbeute stark verringern. Das betrifft folgende Verschattungen: • von außen durch benachbarte Bauwerke und Pflanzen • am Gebäude selbst durch Schornsteine, Vorsprünge, Lüftungs- und Blitzschutzanlagen, Befestigungselemente • temporärer Art durch Schnee, Laub und Verschmutzungen (Abb. 7) Bei Neubauten lassen sich zumindest entwurfs- und konstruktionsbedingte Verschattungen durch das eigene Gebäude vermeiden. Um nachträglichen Verschattungen beispielsweise durch spätere Bepflanzungen vorzubeugen, empfehlen sich genaue Vorgaben für die verantwortlichen Planer. Schattenwerfende Objekte blenden das direkte Sonnenlicht aus, sodass nur noch die diffuse Strahlung auf entsprechende

70° 12 Uhr 11 Uhr

60°

13 Uhr

21. Juni

14 Uhr

10 Uhr 15 Uhr

50° 9 Uhr

40°

21. März 21. Septemb er

8 Uhr

30°

16 Uhr 17 Uhr

7 Uhr 20°

18 Uhr

21. Dezemb er

6 Uhr

19 Uhr

10° 5 Uhr 0° 8

O

SO

S

jahreszeitlicher Sonnenverlauf bei 50° nördlicher Breite a 21. Juni (Sommersonnenwende) b 21. März / 21. September (Tagundnachtgleiche) c 21. Dezember (Wintersonnenwende) mögliche Ursachen für Verschattungen a Nachbargebäude b Bepflanzung c Gebäudevorsprünge d Dachaufbauten e Schnee f Verschmutzung Sonnenbahndiagramm für 49° nördliche Breite mit Verschattung durch Nachbargebäude von Südost bis West und Vegetation von Ost bis Südwest

SW

W

Flächen trifft. Je geringer die räumliche Distanz, desto stärker fällt die Verdunklung aus. Diese vermindert die eingestrahlte Energie um 60 bis 80 %, ein Halbschatten dagegen nur um etwa 30 bis 40 % [1]. Besonders gravierend können sich daher überstehende Befestigungsklemmen oder Deckprofile sowie Schmutzablagerungen auswirken. In den betroffenen Bereichen sollten nach Möglichkeit keine Solarzellen bzw. Module liegen. Bei der Vorortanalyse müssen die Planer die tages- und jahreszeitliche Wanderung der Schatten berücksichtigen. Man unterschätzt häufig, dass die tief stehende Sonne den Schatten von Objekten auf ein Vielfaches ihrer Höhe verlängert. Ein Sonnenbahndiagramm hilft bei der Beurteilung der Umgebung (Abb. 8). Es beschreibt für jeden Monat den täglichen Lauf der Sonne als Kurve aus Azimutwinkel (Himmelsrichtung) und Höhenwinkel zwischen Sonnenstand und Horizont. Blickt man von der relevanten Fläche aus in Richtung Süden hindurch, zeigt sich, welche Objekte für eine bestimmte Zeit die Bahn unterbrechen. Der Horizont sollte oberhalb eines Höhenwinkels von etwa 15° weitgehend frei sein, damit die Module zumindest über das Sommerhalbjahr die Solarstrahlung weitgehend nutzen können. Schatten in den frühen Morgen- und späten Abendstunden oder an wenigen Wintertagen nimmt man in der Praxis in Kauf, weil sie nur geringe Verluste verursachen. Einfache Schattenrisse lassen sich gut geometrisch aus Entfernung und Höhenunterschied berechnen. Komfortabler gestalten sich jedoch Analysen mittels Digitalfotografie und Auswertungssoftware (Abb. 8). Die resultierenden Energieverluste über ein Jahr schätzt man am besten mit Hilfe von Simulationsprogrammen ab. Einige davon können komplexe Verschattungen dreidimensional abbilden und genau bewerten. 13

Solarstrom erzeugen und nutzen Solarzellen – aus Licht wird Strom

– monokristallin

n-Schicht

– +

Besäumen

Scheiben sägen

Phosphor-Diffusion

Siebdruck der Kontakte

Solarzelle

Scheiben sägen

Phosphor-Diffusion

Siebdruck der Kontakte

Solarzelle

+

elektrisches Feld

p-Schicht

9

10 polykristallin

Solarzellen – aus Licht wird Strom Kommerziell angebotene Solarzellen unterscheiden sich voneinander im Aufbau und in den verwendeten Basismaterialien. Beides beeinflusst die Effizienz der Energieumwandlung und ihr optisches Erscheinungsbild (Abb. 11). Die Zelltypen unterteilen sich in zwei Hauptgruppen: die klassischen kristallinen Zellen aus Silizium und die neueren Dünnschichtzellen aus verschiedenen Halbleitermaterialien. Eine dritte Generation von nanostrukturierten Solarzellen betritt mit ersten Nischenprodukten den Markt. Das Geheimnis der unsichtbaren und völlig geräuschlosen Energiewandlung liegt im Material der Solarzellen, den Halbleitern, begründet. Diese verhalten sich bei sehr tiefen Temperaturen wie Isolatoren und leiten erst durch die Zufuhr von Wärme oder Licht elektrisch. In einer Solarzelle werden zwei Schichten unterschiedlich manipulierter Leitfähigkeit kombiniert. Bei kristallinem Silizium ist beispielsweise die dem Sonnenlicht

Blöcke schneiden

zugewandte Schicht mit Phosphor negativ (n-) dotiert, d. h. gezielt verunreinigt, und weist einen Überschuss an negativen Ladungsträgern auf. Die darunter liegende Schicht ist mit Bor positiv (p-) dotiert. Hier überwiegen die positiven Ladungsträger (Abb. 9). In Dünnschichtzellen dagegen bestehen die p- und n-leitende Schicht mitunter aus verschiedenen Ausgangsmaterialien. Der Grenzbereich bildet den pn-Übergang. Dort entsteht aufgrund der Diffusion von Ladungsträgern zwischen den beiden Schichten ein elektrisches Feld. Nach außen verhält sich die Solarzelle elektrisch neutral. Auftreffendes Sonnenlicht wird vom Halbleiter absorbiert. Lichtquanten, die Photonen, setzen dabei mit ihrer Energie elektrische Ladungsträger frei. Unter dem Einfluss des elektrischen Felds im pn-Übergang bewegen sich die negativen Elektronen zur Oberseite, während sich die positiven Ladungsträger in der p-Zone sammeln. Diese Trennung bewirkt eine Spannung zwischen dem Frontkontakt

kristalline Siliziumzellen

monokristallin Sondertypen: • Hochleistungszellen • Hybridzellen

Dünnschichtsolarzellen

polykristallin Sondertypen: • Bandsolarzellen

• Wafertechnik: runde bis quadratische Einzelscheiben • Scheibendicke 0,2 mm, Kantenlänge 10 –15,6 cm 11 • ca. 90 % Marktanteil, ausgereifte Technologie

14

und dem Rückseitenkontakt. Schließt sich der Stromkreis zwischen beiden Kontakten, fließen die Elektronen als elektrischer Strom ab. Die Photonen im Spektrum des Sonnenlichts bringen unterschiedlich viel Energie mit. In der klassischen Vorstellung kann ein Photon bei der Absorption nur jeweils ein Elektron erzeugen. Je nach Halbleitermaterial ist dafür eine bestimmte Energiemenge erforderlich. Langwellige Photonen, deren Energie hierfür nicht ausreicht, gehen ebenso verloren wie der Überschuss des energiereichen kurzwelligen Lichts. Deswegen können Solarzellen nur einen charakteristischen Teil des Solarspektrums nutzen, sodass der theoretische Wirkungsgrad der effizientesten Halbleitermaterialien wie Galliumarsenid (GaAs) und Indiumphosphid (InP) auf etwa 30 % beschränkt ist [2]. Kristallines Silizium besitzt ein theoretisches Wirkungsgradpotenzial von 28,5 %. Höhere Wirkungsgrade können nur Stapelsolarzellen mit mehreren pn-Übergängen erreichen.

Silizium • amorph • mikromorph • mikrokristallin

Nanosolarzellen

Verbindungshalbleiter • Cadmiumtellurid (CdTe) • Kupfer-IndiumGallium-Diselenid/ Kupfer-IndiumDisulfid (CIS)

• Vakuumtechnik, Galvanik: in der Regel vollflächige Substratbeschichtung • Schichtdicke 0,5 – 5 μm, Breite der Zellstreifen 0,5 –17 mm • ca. 10 % Marktanteil, steigend

(an)organische Halbleiter organisch: • Farbstoffsolarzellen • Kunststoffsolarzellen anorganisch: • CIS

• Druckverfahren • Nanostruktur • Pilotstadium

Solarstrom erzeugen und nutzen Kristallines Silizium

a

12

13

Kristallines Silizium Nach wie vor bestehen fast 90 % der weltweit eingesetzten Solarzellen aus kristallinem Silizium. Es kommt in der Natur nicht in Reinform vor, sondern nur chemisch gebunden, am häufigsten als Siliziumdioxid in Quarzsand. Aus diesem wird in mehreren aufwendigen und energieintensiven Schmelz- und Reinigungsschritten hochreines Silizium gewonnen. Als Ausgangsmaterial für Solarzellen dienten lange Zeit die Siliziumabfälle der Halbleiterindustrie. Deren Reste und inzwischen auch Neuproduktion können jedoch den stark gestiegenen Bedarf nicht mehr decken. Als Folge des Engpasses baut die weiter wachsende Solarindustrie nun eigene Produktionsstätten für kostengünstigeres Solarsilizium auf, denn Solarzellen stellen wesentlich geringere Anforderungen an die Reinheit des Siliziums als die Mikroelektronik. Unterschiedliche Verfahren erzeugen aus dem eingeschmolzenen Polysilizium entweder monokristalline oder polykristalline Wafer (Abb. 10). Diese silbergrauen, metallisch glänzenden Scheiben dienen als Rohlinge der Solarzellen. Für die Lichtabsorption reicht bereits eine Dicke von 0,05 mm aus. Die Scheiben sind jedoch aus mechanischen Gründen dicker, denn solch dünne Zellen wären für die Modulfertigung viel zu zerbrechlich. Monokristalline Solarzellen Die ersten Solarzellen waren monokristallin. Das übliche Herstellungsverfahren ihrer Wafer ist mit dem Ziehen von Kerzen vergleichbar. Durch langsames Drehen beim Herausziehen aus der Siliziumschmelze wächst ein zylindrischer Siliziumstab auf eine Länge von mehreren Metern. Weil das Material aus nur einem Kristall besteht, ist seine Struktur homogen und die erzielbaren Wirkungsgrade von 15 bis 21 % relativ hoch. Der Einkristall wird zu annähernd quadratischen

14 b

Säulen von 10; 12,5 oder 15 cm Kantenlänge besäumt und in einem Drahtsägeprozess in rund 0,2 mm dicke Wafer geschnitten. Im etwa genauso breiten Sägespalt geht dabei viel Silizium als nicht recylingfähiger Sägestaub verloren. Dagegen können die Stabenden und Kantenabschnitte wieder eingeschmolzen werden. Prinzipiell ist es möglich, unbesäumte runde Zellen mit 12,5 oder 15 cm Durchmesser herzustellen, was jedoch wegen der schlechten Flächenausnutzung im späteren Solarmodul nicht mehr üblich ist. Eine nasschemische Reinigung und Ätze der Wafer beseitigt Sägerückstände und strukturiert die Oberfläche. Der p-dotierte Ausgangswafer erhält im PhosphorDiffusionsofen eine dünne n-Dotierung auf der Oberseite, die ihn zur Solarzelle mit pn-Übergang macht. Eine anschließend aufgedampfte Antireflexschicht entspiegelt die Vorderseite, damit möglichst viel Sonnenlicht eindringt. Da kristalline Solarzellen langwelliges Licht bevorzugen, ist die Schichtdicke von etwa 70 nm so eingestellt, dass sie hauptsächlich die Lichtreflexion im roten Spektralbereich verringert. So entsteht die dunkelblaue bis schwarze Farbe. Um den Solarzellen ihren Strom zu entnehmen, werden beidseitig gut leitende Kontakte aufgedruckt. Feine Kontaktfinger im Abstand von 2 – 3 mm und zwei bis drei breitere Sammelstreifen aus Silberpaste ergeben das typische Gittermuster auf der lichtexponierten Vorderseite, das möglichst wenig Fläche abdeckt. Auf der Rückseite stellen breite Silberstreifen den elektrischen Kontakt her und eine vollflächige Schicht aus Aluminium steigert als Spiegel für die Ladungsträger den Wirkungsgrad. Polykristalline Solarzellen Aufgrund ihres einfacheren und kostengünstigeren Herstellungsprozesses sind polykristalline Solarzellen heute weit häufiger vertreten als die monokristallinen.

c

Hier wird das flüssige Silizium zu quadratischen Blöcken gegossen und erstarrt bei streng kontrollierten Temperaturen in viele Kristalle mit unterschiedlicher Orientierung. Die Korngrenzen – sichtbar als eisblumenartige Struktur – wirken als Kristallfehler und sind für den etwas niedrigeren Wirkungsgrad im Vergleich zu monokristallinen Zellen verantwortlich. Die Blöcke lassen sich in exakt quadratische Säulen mit dem gewünschten Querschnitt und schließlich in Wafer zersägen, um sie zu bläulichen Solarzellen mit Phosphordotierung, Antireflexschicht und Kontakten weiterzuverarbeiten. Solarzellen aus Bandsilizium Bandziehverfahren reduzieren den Silizium- und somit den Energiebedarf weiter. Dabei zieht man 0,3 mm dicke Siliziumfolien aus der Schmelze (Abb. 12). Diese Bänder schneidet ein Laserstrahl an den Kanten in quadratische oder rechteckige Wafer. Somit entfällt der Sägeprozess mit den hohen Rohmaterialverlusten. Beispiele sind das String-Ribbon-Verfahren, bei dem das flüssige Silizium eine Haut zwischen zwei parallel gezogenen Drähten spannt, und EFG-Zellen (Edge-defined Film-fed Growth, Abb. 13). An einem achteckigen Formgeber verfestigt sich das EFG-Silizi9 Aufbau und Funktionsprinzip einer Solarzelle: unter Beleuchtung wird sie zur Spannungsquelle 10 An der Herstellung von mono- und polykristallinen Solarzellen aus hochreinem Silizium in vielen einzelnen Arbeitsgängen sind oft verschiedene Firmen beteiligt. 11 Typologie und Merkmale marktüblicher Solarzellen: Monokristalline Zellen weisen charakteristische runde Ecken, polykristalline eine ausgeprägte Kristallstruktur und Dünnschichtmodule streifenförmige Zellen auf. 12 Herstellung von bandgezogenen String-RibbonSolarzellen 13 Herstellung von bandgezogenen EFG-Solarzellen 14 Hochleistungssolarzellen: a Vorderseite einer Rückkontaktzelle b Rückseite mit streifenförmig abwechselndem Plus- und Minuspol c Hybridsolarzellen HIT als Viertelzellen in dichter Belegung im Modul

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Solarstrom erzeugen und nutzen Dünnschichttechnik

transparenter TCO-Frontkontakt

Deckglas transparenter TCO-Frontkontakt

-

+

blauabsorbierende Zelle (pin) grünabsorbierende Zelle (pin)

CdS-Schicht (n-leitend, d=0,3 μm)

rotabsorbierende Zelle (pin) CdTe-Schicht (p-leitend, d>0,3 μm) metallischer Rückkontakt

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um beim Herausziehen aus dem Schmelztiegel zu einer oktogonalen Röhre, deren Wände die späteren Wafer bilden. StringRibbon- und EFG-Zellen sind polykristallin, erscheinen aber annähernd so homogen wie monokristallines Silizium. Hochleistungszellen Im Labor gibt es viele Möglichkeiten, den Wirkungsgrad kristalliner Solarzellen auf Rekordwerte bis 25 % zu steigern. Einige der erschwinglichen Tricks und Spezialverfahren kommen in der industriellen Produktion von Hochleistungszellen einzelner Hersteller zum Einsatz. Die Saturnsolarzelle beispielsweise setzt auf eine texturierte Oberfläche und Laserkontakte auf der Frontseite. Ihre pyramidenförmige Oberflächenstruktur reduziert Reflexionen und hält einfallendes Licht durch Mehrfachreflexion länger in der Zelle. Schmale und tiefe, mit Metall gefüllte Lasergräben verringern die von den Frontkontakten abgedeckte Fläche und deren elektrischen Widerstand. Die derzeit höchsten Wirkungsgrade bis 22 % erreichen Rückkontaktzellen aus besonders hochwertigem Silizium, deren pn-Übergang samt Kontaktierung streifenförmig auf der Rückseite angeordnet ist (S. 15, Abb. 14 a, b). Dadurch entfallen die Frontkontakte komplett. Die texturierte Zellenoberfläche erscheint samtig schwarz und homogen. Die Hybridsolarzelle HIT schließlich kombiniert das Absorptionsvermögen von Dünnschichtsilizium mit den guten elektronischen Eigenschaften monokristalliner Wafer. Letzterer ist beidseitig dünn mit amorphem Silizium beschichtet (Abb. 14 c). Dadurch sind HIT-Zellen potenziell auf beiden Seiten aktiv (bifaciale Solarzelle) und mit einem Kontaktgitter versehen. Das macht sie beispielsweise für einen vertikalen Einbau in Nord-Süd-Richtung interessant. In aufgeständerten Generatoren wandeln sie auch das von hellen Böden auf die Modulrückseite reflektierte Licht um. 16

TCO-Reflektorschicht

+

Edelstahlträgerfolie

-

16 a

b

Dünnschichttechnik Die Dünnschichtphotovoltaik gilt als die zweite Solarzellengeneration nach der kristallinen Wafertechnologie. Die Solarzellen und ihre Kontakte werden als dünne Schichten auf ein kostengünstiges Trägermaterial, meist eine Glasscheibe, aufgebracht. Als photoaktive Halbleiter dienen Dünnschichtsilizium oder Verbindungshalbleiter aus verschiedenen chemischen Elementen. Während die Herstellung von amorphem bzw. mikromorphem Silizium am weitesten entwickelt ist und Cadmiumtellurid (CdTe) die niedrigsten Produktionskosten verspricht, erreicht KupferIndium-Gallium-Diselenid (CIS) die höchsten Wirkungsgrade. Dank der direkten Lichtabsorption der Materialien genügt eine Schichtdicke von wenigen Mikrometern. Die elektrischen Kontakte gehören zur Schichtstruktur: eine opake Metallschicht, beispielsweise aus Molybdän, bildet den Rückseitenkontakt, während eine hochtransparente und leitfähige TCO-Schicht (Transparent Conductive Oxide) auf der Basis unterschiedlicher Metalloxide die lichtzugewandte Vorderseite kontaktiert. Als TCO-Materialien kommen z. B. Zinkoxid (ZnO), Zinndioxid (SnO2) oder Indium-Zinn-Oxid (ITO) in Frage. Mit einer rauen TCO-Oberfläche lassen sich zusätzlich Lichtfallen erzeugen (Abb. 15). Je nach Zellentechnologie beschichten die Hersteller entweder die transparente Deckscheibe – beginnend mit dem Frontkontakt – oder einen rückseitigen Träger mit unterschiedlichen Verfahren: • Aufdampfen • Sputtern (Kathodenzerstäubung) • plasmaunterstützte chemische Gasphasenabscheidung • elektrolytische Bäder

Integrieren«, S. 51). Beispielsweise ermöglicht nur die Rückseitenbeschichtung die Verwendung von opaken Substraten wie Metall- oder Kunststofffolien als Grundlage für leichte und flexible Solarmodule, die sich hervorragend in Dachund Fassadensysteme integrieren lassen (S. 22, Abb. 31, 32).

Ob die Vorder- oder Rückseite als Träger dient, beeinflusst den späteren Modulaufbau maßgeblich (siehe »Konstruieren und

Die Vorteile der Dünnschichttechnologie gegenüber kristallinen Solarzellen liegen im größeren Gestaltungspotenzial (siehe »Gestalten mit Photovoltaik«, S. 35) sowie im geringeren Energie- und Materialverbrauch bei der Herstellung. Die etwa hundertmal dünneren Solarzellen sparen Halbleitermaterial. Im Vergleich zu Prozesstemperaturen von bis zu 1500 °C bei der Waferherstellung liegen die Beschichtungstemperaturen zwischen 150 und 600 °C wesentlich niedriger. Dünnschichtmodule beschränken sich in ihrem Format nicht auf vorgegebene Wafergrößen; theoretisch lässt sich beliebig zugeschnittenes Trägermaterial mit Halbleitern beschichten. Praktisch gibt es allerdings in den Produktionsanlagen standardisierte Maße und nur rechteckige Flächen. In den meisten Fällen durchlaufen einzelne Glasscheiben in einer vollautomatischen Produktionsstraße verschiedene Beschichtungsstationen und verlassen sie als Rohmodul mit fertig verschalteten Solarzellen. Der höhere Automatisierungsgrad der Fertigung und der größere Durchsatz bieten mittelfristig beträchtliche Potenziale zur Kostenreduktion. Dabei kann die Solarbranche Synergien aus der Architekturglasbeschichtung und das Know-how großflächiger Dünnschichtverfahren aus der Flachbildschirmtechnik nutzen. Neue Produktionsanlagen für eine kostengünstige großflächige Beschichtung und der Siliziumengpass haben zum Aufbau großer Fertigungskapazitäten für Dünnschichtmodule geführt und werden ihren Marktanteil kontinuierlich steigen

Solarstrom erzeugen und nutzen Dünnschichttechnik

transparenter TCO-Frontkontakt

transparenter TCO-Frontkontakt (n-leitend, d~1 μm) CdS-Schicht (n-leitend, d=0,05 μm)

Deckglas

Deckglas

+

transparenter TCO-Frontkontakt

+

-

p-Siliziumschicht (d~0,01 μm)

amorphe Siliziumzelle (pin, d~0,3 μm)

CIS-Schicht (p-leitend, d=2 μm) i-Siliziumschicht (d~0,4 μm) mikrokristalline Si-Zelle (pin, d~1,5 μm) TCO-Reflektorschicht metallischer Rückkontakt

n-Siliziumschicht (d~0,02 μm)

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metallischer Rückkontakt

metallischer Rückkontakt

-

+

Rückglas

c

d

e

lassen, denn die niedrigeren Herstellungskosten können den Nachteil der vergleichsweise geringen Wirkungsgrade überkompensieren.

sie für unterschiedliche Bereiche, d. h. Wellenlängen im Sonnenspektrum. Dieses Konzept erhöht den Gesamtwirkungsgrad gegenüber Einfachzellen. Ein Beispiel sind die flexiblen Tripelsolarzellen vom Typ Uni-Solar (Abb. 16 b). Ihre Farbe bewegt sich im blauvioletten Bereich, während herkömmliche amorphe Siliziumzellen auf Glassubstraten rötlichbraun erscheinen.

Indium (In), Selen (Se) bzw. Schwefel (S) und teilweise Gallium (Ga) zusammen, die sich durch eine hohe Lichtabsorption und einen sehr variablen Bandabstand auszeichnen. Kommerzielle Solarzellen nutzen meist Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid oder Kupferindiumdisulfid als Absorber. An die p-leitende CIS-Schicht grenzt die CdS-Pufferschicht und die n-leitende transparente Kontaktschicht (Abb. 16 e). Während selenhaltige CISZellen bis zu 14 % Wirkungsgrad erreichen, kommen neuere Entwicklungen auf der Basis von Schwefel (Sulfur) nur auf 8 %. Sie sind aber leichter und schneller herzustellen. Beide Zellvarianten erscheinen dunkelgrau bis schwarz.

Dünnschichtzellen lassen sich als multispektrale Stapelsolarzellen mit höheren Wirkungsgraden herstellen. Hocheffiziente Mehrfachsolarzellen aus teuren und teilweise giftigen Halbleitern wie Galliumarsenid, Indiumphosphid oder Germanium erreichen unter konzentriertem Licht Wirkungsgrade von über 40 %. Ihr Einsatz beschränkt sich jedoch neben der Raumfahrt auf Konzentratorsysteme für sonnenreiche Regionen mit hoher Direktstrahlung. Hier bündeln kostengünstige Linsen das Sonnenlicht auf oft nur wenige Quadratmillimeter kleine Zellen, die der Sonne nachgeführt und gekühlt werden müssen. Amorphe, mikrokristalline und mikromorphe Siliziumsolarzellen In terrestrischen Anwendungen sind amorphe Siliziumzellen (a-Si) die am weitesten verbreitete Dünnschichttechnologie. Bei der chemischen Abscheidung aus der Gasphase bildet Silizium keine kristalline Struktur, sondern ein ungeordnetes, amorphes Netzwerk. Die vielen elektronischen Defekte führen zu einem niedrigen Wirkungsgrad, der in den ersten Wochen der Sonnenlichtexposition auf einen stabilen Wert von 5 bis 8 % absinkt. Eine weitere Besonderheit der amorphen Solarzellen ist die pin-Struktur. Eine undotierte Zwischenschicht hoher elektronischer Qualität (i) kompensiert die schlechteren Halbleitereigenschaften teilweise. Die Dotierstoffe sind in den Beschichtungsgasen enthalten. Bei den meisten Herstellern dient das lichtzugewandte Deckglas als Trägermaterial. Neben Einfachzellen (Abb. 16 a) gibt es Tandem- oder Tripelzellen mit zwei oder drei aktiven pin-Übergängen übereinander. Der Zusatz von Germanium optimiert

Bei höheren Abscheidetemperaturen oder zusätzlichen Ausheizprozessen entsteht mikrokristallines Silizium (μc-Si) aus winzig kleinen Siliziumkristallen. Um mit dünnen Schichten kristallinen Siliziums genügend Photonen erfolgreich absorbieren zu können, müssen texturierte Oberflächen als Lichtfallen die Solarstrahlung sehr effizient einfangen. In der Serienproduktion hat sich die Kombination von mikrokristallinem und amorphem Silizium in »mikromorphen« Tandemsolarzellen erfolgreich etabliert (Abb. 16 c). Die mikrokristalline Rückzelle absorbiert im Gegensatz zur amorphen Frontzelle auch Licht aus dem nahen Infrarotbereich. Dadurch weisen mikromorphe Zellen doppelt so hohe Wirkungsgrade auf wie amorphe Zellen. Ihr Farbton ist dunkler und liegt im dunkelgrauen bis schwarzen Bereich. Cadmiumtellurid-Solarzellen Der natürlich p-leitende Halbleiter Cadmiumtellurid (CdTe) bildet den Absorber der gleichnamigen Solarzellen. Eine sehr dünne Schicht aus n-leitendem Cadmiumsulfid (CdS) erzeugt den pn-Übergang zwischen den beiden Halbleitern (Abb. 16 d). CdTe-Solarzellen weisen Wirkungsgrade zwischen 10 und 12 % auf und besitzen eine schwarze Farbe mit grünlichem Schimmer. CIS-Solarzellen Das Materialsystem CIS fasst verschiedene Verbindungen aus Kupfer (Cu),

Integrierte Verschaltung In der Regel wird die großflächig aufgetragene Solarschicht innerhalb des Beschichtungsprozesses in einzelne 0,5 bis 1,7 cm breite Zellstreifen zertrennt und gleichzeitig elektrisch verschaltet. In drei Strukturierungsschritten entfernt ein Laser bei jeder Kontakt- und Halbleiterschicht eine gegenüber der vorigen leicht parallel versetzte Linie und stellt dadurch eine

15 Schichtstruktur einer CIS-Solarzelle unter dem Raster-Elektronen-Mikroskop 16 typischer Schichtaufbau unterschiedlicher Dünnschichtsolarzellen auf Deckgläsern oder rückseitigen Trägermaterialien a amorphe Siliziumzelle: Einfachsolarzelle b Tripelsolarzelle »Uni-Solar« aus amorphem Silizium. Die drei Einzelzellen werden sukzessive auf einer flexiblen Edelstahlfolie aufgetragen. Die vordere Zelle wandelt den blauen Lichtanteil um, die mittlere nutzt das grüngelbe und die hintere Zelle absorbiert schließlich das verbleibende rote Licht. c mikromorphe Solarzelle als Tandemzelle aus einer amorphen und einer mikrokristallinen pinStruktur. Die untere TCO-Schicht wirkt zusammen mit dem metallischen Rückkontakt als Reflektor, der die Weglänge des Lichts durch die Zelle und damit die Absorption erhöht d Cadmiumtellurid-Solarzelle (CdTe) e Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid-Solarzelle (CIS)

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Solarstrom erzeugen und nutzen Nanosolarzellen

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a TCO-Beschichtung

b erste Strukturierung

c Solarzellenbeschichtung

d zweite Strukturierung

e Rückkontaktbeschichtung

f dritte Strukturierung

17 Prinzip der integrierten Serienverschaltung von Dünnschichtzellen: Jede Schicht wird leicht versetzt in Streifen zerteilt und von der darüberliegenden überdeckt. 18 Fertig verschaltete Zellstreifen aus Frontkontakt, Solarzellenschicht und Rückkontakt auf einem Rückglas. Bei Deckglasbeschichtung erfolgt die Strukturierung invers. 19 integrierte Verschaltung mittels Laser 20 CIS-Solarzellen auf der Basis von 0,1 mm dicken Kupferbändern, die gleichzeitig Substrat und Teil des Halbleiters sind: Zellfeld aus zugeschnittenen und verschalteten Zellstreifen 21 Herstellung von CIS-Nanosolarzellen in Rolle-zuRolle Drucktechnik

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leitende Verbindung vom Rückkontakt der einen zum Frontkontakt der nächsten Zelle her (Abb. 17, 18). So entsteht die typische Streifenoptik der Dünnschichtmodule. Diese integrierte Verschaltung legt Form, Größe und Anzahl der Zellen eines Moduls schon beim Herstellungsprozess fest. Die Reihenschaltung erfordert gleich große Zellen, was rechteckige aktive Flächen bedingt. Eine umlaufende Randentschichtung von etwa 1 bis 2 cm Breite gewährleistet einen dichten Randverbund im Modul und verhindert elektrische Durchschläge. Neue Streifen-, Kugel- und Röhrenzellen Anstelle der großflächigen Beschichtung einzelner Modulsubstrate bauen einige Hersteller auf alternative Zellkonzepte. Rolle-zu-Rolle Prozesse können flexible Substrate, meist Metallfolien, am laufenden Band schneller und kostengünstiger mit Solarzellen beschichten. Während bei Uni-Solar-Produkten die beschichtete Edelstahlfolie in 356 ≈ 239 mm große Zellen zerschnitten wird (S. 22, Abb. 32), lassen sich neu entwickelte CIS-Solarzellen, die auf 1 cm breiten und kilometerlangen Kupferbändern produziert werden, in beliebig lange Streifenzellen zuschneiden und bis zur gewünschten Breite zusammensetzen. Ein leitfähiger Kleber verbindet die schindelförmig überlappenden Zellen (Abb. 20). Beim »Sunrise«-Konzept, das sich im Forschungsstadium befindet, werden dagegen 0,2 mm kleine Glaskügelchen mit CIS beschichtet. Eine perforierte Metallfolie nimmt die einzelnen Solarzellen auf und kontaktiert sie miteinander. Dünn und biegsam könnten sich diese zukünftig auf beliebige Trägermaterialien oder Bauelemente applizieren lassen. Das System »Solyndra« aus zylindrischen mit CISZellen beschichteten Röhren dagegen bedingt ein neues Modulkonzept ähnlich solarthermischer Vakuumröhrenkollek-

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toren. Dabei schützt eine hermetisch abgedichtete Außenröhre aus Glas und eine Ölschicht im Zwischenraum die auf der Innenröhre liegenden Zellen. Röhren- wie die Kugelzellen absorbieren das Sonnenlicht nicht nur weitgehend unabhängig vom Aufstellwinkel der Module, sondern zusätzlich die von der Rückseite reflektierte Strahlung. Nanosolarzellen Nanosolarzellen kommen dem natürlichen Vorbild, Energie aus Sonnenlicht zu gewinnen, der Photosynthese, recht nahe. Gleichzeitig scheint der Traum vom Solarlack, der sich auf beliebige Flächen auftragen lässt, ein Stück weit greifbarer. An der Farbstoffzelle – nach ihrem Erfinder auch als Grätzel-Zelle bekannt – wird seit Anfang der 1990er-Jahre geforscht. Ihre Transparenz und Farbvarianz eröffnet neue Gestaltungspotenziale in der Gebäudehülle. Für einen großflächigen Einsatz sind jedoch noch Probleme wie die dauerhafte Versiegelung des Elektrolyten zu lösen. Auch die jüngeren und ebenfalls rötlichen organischen Zellen aus Kunststoff-Halbleitern (Polymeren) scheitern bisher an mangelnder Stabilität und niedrigen Wirkungsgraden, obwohl die chemische Industrie sie mit großem Engagement verfolgt, denn die einfachen Herstellungsverfahren, beispielsweise Tintenstrahldruck und Filmziehen, versprechen eine äußerst interessante Kostenperspektive. Die ersten kommerziellen Nanosolarzellen basieren auf einer Tinte mit CIS-Nanopartikeln und werden in einem Rolle-zuRolle-Prozess auf eine hochleitfähige Aluminiumfolie gedruckt (Abb. 21). Analog zu den kristallinen Siliziumzellen fertigt der Hersteller etwa 15 ≈ 15 cm große Einheiten und laminiert sie zu herkömmlichen Modulen, die aber weniger auf das Bauwesen, sondern auf große Kraftwerke der Stromversorger abzielen.

Solarstrom erzeugen und nutzen Module

-

+

+

22 elektrische Verschaltung kristalliner Zellen a Die silbrig glitzernden Lötbändchen sind auf den Zellen und an den Anschlüssen am Modulrand sichtbar. b rückseitige Anschlussdose mit Bypassdioden sowie zwei Leitungen mit verwechslungssicheren Plus- und Minussteckern 23 Modulproduktion: a Verstringung der Zellen b Positionieren der verlöteten Zellstrings auf dem Moduldeckglas mit EVA-Auflage c Abdeckung mit EVA- und Rückseitenfolie

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b

Module Weil die Spannung und die Leistung einzelner Solarzellen für die meisten Anwendungen nicht ausreichen, werden sie in Reihe geschaltet. Dabei addieren sich die Einzelspannungen. Kristalline Zellen können als einzelne Scheiben mit 10 bis 15,6 cm Kantenlänge beliebig im Modul angeordnet werden. Eine geradlinige und damit einfache Verschaltung gelingt jedoch nur mit einem orthogonalen Raster (Abb. 22 a). Aus Gründen der elektrischen Isolation beträgt der Mindestabstand zueinander etwa 2 mm. Bei den meisten kristallinen Standardmodulen bilden zunächst neun bis zwölf Zellen in Längsrichtung einen Zellstring. Dünne, verlötete Kupferbändchen verbinden dazu die Frontkontakte (Minuspole) einer Zelle mit den Rückkontakten (Pluspole) der Nachbarzelle. Dies geschieht in modernen Modulfabriken mit Stringautomaten (Abb. 23 a). Nur bei Sonderanfertigungen werden die Zellen teilweise noch von Hand gelötet. In einem typischen Modul mit 36 bis 72 Zellen liegen vier bis sechs dieser Ketten nebeneinander (Abb. 23 b). An der Stirnseite erfolgt die elektrische Verbindung zu ein bis drei parallelen Strängen mit etwa 18 bis 36 V Anschlussspannung.

Teilverschattungen oder überhitzte Zellen (Hot Spots) stand. Als Zwischenschichten kommen Schmelzfolien aus Ethylen-VinylAcetat (EVA), teilweise auch Polyvinylbutyral (PVB) zum Einsatz. In der Fertigung werden die Zellstrings auf der Deckscheibe mit der EVA-Folie positioniert, mit Querverbindern untereinander verlötet und mit einer zweiten EVA-Folie sowie einer schützenden Rückseitenfolie abgedeckt (Abb. 23 c). Beim Laminieren des Modulsandwichs unter Wärme und Unterdruck verschmilzt die milchige EVA-Folie zu einer transparenten, harten Kunststoffschicht, die die Zellen und Leitungen 23 a elektrisch isoliert. Bei der Rückseitenfolie handelt es sich um einen witterungsbeständigen Verbund aus mehreren Tedlarund PET-Folien, der die elektrische Isolierung nach hinten gewährleistet. Die reflektierende weiße Farbe sorgt für niedrige Temperaturen und somit für eine optimale Effizienz. Alternativ lässt eine klare Tedlarfolie Licht durch die Zellzwischenräume. In teiltransparenten Modulen zur Integration in Glasdächer und -fassaden oder Sonnenschutzlamellen ersetzt aber meist eine zweite Glasscheibe die Folie. Mit Gießharzsystemen als Verbundmaterial lassen sich dabei nahezu unbegrenzt große Sondermodule herstellen. b

Verkapselung Die entstandenen Zellstrings werden, um sie gegen mechanische Beanspruchung, Witterungseinflüsse und Feuchtigkeit zu schützen, in ein transparentes Verbundmaterial eingebettet und zwischen Gläsern oder Folien stabilisiert. Die Abdeckung auf der lichtempfindlichen Seite der Solarzelle soll möglichst viel Sonnenstrahlung durchlassen. Eine eisenoxidarme, gehärtete Weißglasscheibe, die eine hohe Transmission aufweist, erfüllt diese Aufgabe am besten und hält äußeren Beanspruchungen, etwa durch Hagel, wie inneren Temperaturspannungen durch

Anschluss und Rahmen Über ein Loch in der Rückseitenfolie oder eine Bohrung im Rückglas gelangen die elektrischen Anschlüsse in die aufgeklebte witterungssichere Modulanschlussdose aus Kunststoff, wo auch die Bypassdioden zur Überbrückung abgeschatteter Bereiche sitzen (Abb. 22 b). Viele Module werden bereits mit Anschlussleitungen und Steckern geliefert, um das Zusammenschalten der Module zu erleichtern. In der Regel sind Plus- und Minusanschluss in einer gemeinsamen Dose untergebracht. Je nach Zellenlayout und Einsatzbereich besitzen manche Module

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Solarstrom erzeugen und nutzen Module

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zwei getrennte, kleinere Anschlussdosen. Obwohl das Laminat auch rahmenlos einsetzbar ist, bekommen Module in den meisten Fällen einen Rahmen aus Aluminium. Er schützt die empfindlichen Glaskanten und kann zu Montage, Erdung und Potenzialausgleich dienen. Wichtig sind flache Rahmenprofile auf der Oberseite, damit sich kein Schmutz ansammeln kann, der die Zellen im Laufe der Zeit verdecken würde. Zum Einbau in Überkopf- oder Vertikalverglasungen eignen sich dagegen rahmenlose Module oft besser. Besonderheiten bei Dünnschichtmodulen Bei der Herstellung von Dünnschichtmodulen entfällt das Zusammensetzen und Verlöten der einzelnen Zellen, denn diese sind fest mit dem Trägermaterial verbunden und integriert verschaltet zu Spannungen von 40 bis 100 V. Zwei Kontaktbändchen am Modulrand führen zur rückseitigen Anschlussdose. So muss nur noch eine Seite mit der ungeschützten Zelloberfläche abgedeckt werden. Da die Beschichtungstemperaturen die Vorspannung eines Glases zerstören würden, bestehen die beschichteten Substratscheiben aus Floatglas – je nach Technologie ist das die dem Licht zuge-

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Standardmodule Beim Großteil der marktüblichen Photovoltaikmodule handelt es sich um rechteckige Elemente mit unterschiedlichen, aber festgelegten Abmessungen und Leistungsstufen. Diese Standardmodule zielen auf eine kostengünstige Produk-

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tion, eine maximale Energieausbeute und eine rationelle Montage ab. Kristalline Standardmodule besitzen meist einen Aluminiumrahmen und eine 3,2 mm oder 4 mm starke Deckscheibe aus gehärtetem, eisenarmen Weißglas (ESG), das auch als Solarglas bezeichnet wird. Einige Hersteller bieten Module mit Antireflexbeschichtungen oder selbstreinigenden Oberflächen (Lotus-Effekt) an. Als rückseitige Abdeckung dient in der Regel ein weißer Folienverbund (GlasFolien-Modul, Abb. 24, 25), seltener eine Glasscheibe (Glas-Glas-Modul). Dünnschichtmodule sind in der Regel Verbundgläser aus zwei 3,2 mm dicken Float-Gläsern mit einer Zwischenschicht aus EVA oder PVB und werden oft als rahmenlose Glas-Glas-Module verkauft (Abb. 26, 27). Typische kristalline Solarmodule haben Abmessungen von 0,60 ≈ 1 m bis 1 ≈ 2 m und eine Nennleistung zwischen 80 und 300 Wp. War bei Dünnschichtmodulen bisher ein Format von etwa 0,60 ≈ 1,20 m mit Leistungen unter 100 Wp üblich, rollen in den neuen Produktionsanlagen bis zu 5,7 m2 große Module vom Band. Das Flächengewicht von Glas-Folien-Modulen beträgt etwa 12 bis 16 kg/m2. Glas-Glas-Module erreichen bis zu 30 kg/m2.

wandte Frontseite (a-Si, CdTe) oder die Rückseite (CIS). Meist bildet eine zweite Glasscheibe aus Floatglas den abschließenden Witterungsschutz, die mit einer EVA- oder PVB-Verbundfolie im Laminator oder im Autoklaven auflaminiert wird. Als zweite Scheibe kann bei Bedarf auch teilvorgespanntes Glas (TVG) oder Einscheibensicherheitsglas (ESG) zum Einsatz kommen, da dieses nicht mehr bearbeitet wird. Bei amorphen und CdTeModulen ist alternativ eine Folie als Rückseite möglich. Neuartige streifenförmige CIS-Zellen erlauben flexiblere Größen und Formate abseits der Standardmaße, weil der Hersteller auf Wunsch individuell bemessene Zelleinheiten zwischen Deckglas und Rückseitenfolie laminiert (S. 22, Abb. 33). Es gibt aber auch Dünnschichtmodule ganz ohne Glas. Hier deckt eine transparente ETFE-Folie mit einer EVA-Zwischenschicht die Laminate auf der Frontseite ab (S. 22, Abb. 31, 32).

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Solarstrom erzeugen und nutzen Module

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Spezial- und Sondermodule Für den gebäudeintegrierten Einsatz reicht die Produktpalette nicht immer aus. Das Standarddesign und die verfügbaren Abmessungen erweisen sich vor allem im Bestand oft als problematisch. In Sondermodulen für Architekturanwendungen bauen daher spezialisierte Firmen auch Sonderformate und setzen andere Materialien, z. B. Kunststoffrahmen oder Polycarbonatdeckscheiben ein. Bisher wurden beispielsweise über 12 m2 große, rechteckige, aber auch runde, dreieckige oder trapezförmige Sondermodule realisiert. Die Spritzgusstechnik ermöglicht Kunststoffrahmen aus Polyurethan (PUR) in attraktivem Design und vielseitiger Funktionalität, beispielsweise mit eingegossenen elektrischen Anschlüssen und Befestigungselementen (siehe »Konstruieren und Integrieren«, S. 60, Abb. 35). Dünnschichtmodule können die Hersteller theoretisch auf beliebigen Glasgrößen mit einer rechteckigen aktiven Fläche umsetzen. Die meisten haben ihre Produktion jedoch auf ein Standardmaß abgestellt und sind nur bei Abnahme einer sehr hohen Stückzahl bereit, aus Standardelementen geschnittene Sonderformate anzubieten. Manche Firmen fertigen Patchwork-Module aus Vielfachen der

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Basiselemente. Sondermodule bieten die Möglichkeit, die Transparenz und die Gestaltung der Elemente zu variieren (siehe »Gestalten mit Photovoltaik«). Darüber hinaus können sie bauliche Zusatzfunktionen erfüllen (siehe »Konstruieren und Integrieren«, S. 51). Ein rückseitiges Isolierglas beispielsweise macht ein Solarmodul zur stromerzeugenden Wärmeschutzverglasung. Daneben gibt es Spezialmodule, bei denen die Solarzellen bereits in Baustoffe integriert sind, z. B. auf Metallprofile oder Dachziegel aufgeklebt (S. 22, Abb. 32). Abweichungen von den standardisierten Massenprodukten führen jedoch zwangsläufig zu höheren Kosten. Qualität und Lebensdauer Bevor die Module die Produktion verlassen, wird jedes einzelne vermessen und nach der entsprechenden elektrischen Leistung klassifiziert. Standardmodule werden darüber hinaus in unabhängigen Instituten umfangreich auf Leistung, Langzeitbeständigkeit und Sicherheit geprüft (siehe »Technische Regeln und Baurecht«, S. 71). Typen, die alle Prüfungen bestehen, erhalten ein Zertifikat nach der internationalen Norm IEC 61215 bzw. IEC 61646 für Dünnschichtmodule

und gelten als sehr zuverlässig und langlebig. In Abhängigkeit von ihrem Einsatzort mit den jeweiligen Umweltbedingungen erreichen Solarmodule eine Lebensdauer von mindestens 20 Jahren. Die Qualität und die eingesetzten Materialien – vor allem die Verbundmaterialien – haben sich in den letzten Jahren verbessert, sodass heutige Produkte voraussichtlich wesentlich länger einwandfrei arbeiten werden. Auf dieser Basis legen die Hersteller ihre Garantiefristen fest. Über die gesetzlich vorgeschriebene Mindestgarantie von zwei Jahren hinaus bieten viele Firmen Produktgarantien über fünf, vereinzelt bis zu 30 Jahre an. Ergänzend sichert die freiwillige Leistungsgarantie dem Kunden eine bestimmte Mindestleistung über einen längeren Zeitraum zu. Die zweistufigen Garantiezeiten erstrecken sich meist über 10 und 20 –25 Jahre auf 90 und 80 % der Leistung. Im Vergleich zu anderen technischen Geräten sind diese Garantien sehr ambitioniert. Sie können aber durchaus als Mindestlebensdauer interpretiert werden, denn die Module haben sich als die zuverlässigste Komponente von PV-Anlagen bewiesen. Garantiefälle traten bisher bei hochwertigen Standardprodukten selten auf.

24 kristalline Standardmodule im Glas-Folien-Aufbau mit Aluminiumrahmen a monokristallin b polykristallin 25 Rückseite eines kristallinen Standardmoduls mit Anschlussdose und steckfertigen Leitungen 26 Vorder- und Rückseite eines rahmenlosen Standardmoduls zur Gebäudeintegration mit amorphen Siliziumzellen und getrennten Anschlussknöpfen für Plus- und Minusleitung 27 gerahmtes CIS-Standardmodul 28 Seitlicher Leitungsaustritt für gebäudeintegrierte Glas-Glas-Module. Mit seinen geringen Dimensionen findet der Anschluss nicht sichtbar in der Unterkonstruktion Platz. 29 Moderne Fertigungslinien: kristalline Module auf dem Weg zum Laminator

21

Solarstrom erzeugen und nutzen Leistungsfähigkeit

Modulwirkungsgrad

11,5– 20 %

Flächenbedarf

11 – 21 m2/kWp

amorph, mikromorph

6 – 11%

Zelltyp

maximaler Zellwirkungsgrad (Labor) [%]

Modulwirkungsgrad (kommerziell) [%]

Leistung pro m2 Modulfläche [Wp]

Flächenbedarf für 1 kWp [m2]

Leistungsverlust bei Temperaturerhöhung [% / °C]

monokristallin Standard Hochleistungszellen hybride HIT-Zellen

21,6 24,7 20,2

12 –16 16 – 20 16 –17

120 –160 160 – 200 160 –170

6,5 – 9 5 – 6,5 6 – 6,5

0,4 – 0,5 0,3 – 0,4 0,33

11,5 –15

6–9 m2/kWp

monokristallin, polykristallin

5–9%

T1: Wirkungsgrade verschiedener Solarzellen und Module, Flächenbedarf und Temperaturverhalten

9 – 17 m2/kWp

polykristallin

20,3

115 –150

7–9

0,4 – 0,5

Silizium amorph mikrokristallin mikromorph

13,2 15,2 13,0

5 –7 5 –7 7–9

50 –70 50 –70 70 – 90

15 – 21 15 – 21 11 –14

0,1 – 0,2 0,5 – 0,7 0,3 – 0,4

CIS Standard (Selen) Schwefel Nanosolarzellen

20,0 13,1 14,0

8 –11 6 –7 8 –10

80 –110 60 –70 80 –100

9 –13 15 –17 10 –13

0,3 – 0,4 0,3

CdTe

16,5

6 –11

60 –110

9 –17

0,2 – 0,3

30 CIS, CdTe

Leistungsfähigkeit Strom und Spannung einer Solarzelle wie auch eines Solarmoduls sind nicht konstant, sondern abhängig von der momentanen Belastung. Je nach angeschlossenem Verbraucher stellen sich unterschiedliche Betriebspunkte ein. Die Leistung einer Solarzelle errechnet sich aus dem Produkt aus Strom und Spannung. Zu jeder Einstrahlung und Temperatur gibt es genau eine Strom-Spannungskombination, bei der die Leistungsabgabe der Solarmodule den größten Wert erreicht. Dieser Punkt heißt Maximum-Power-Point, kurz MPP. Die Spitzenleistung im MPP erhält die Einheit Watt-peak [Wp]. Das im Schriftsatz tief gestellte p steht für die englische Bezeichnung »peak«, gleichbedeutend mit Spitze. Weil außerdem die Beleuchtungsstärke, die Temperatur, der Einfallswinkel und die spektrale Verteilung des Lichts die Leistung beeinflussen, wurden für die Bestimmung der elektrischen Daten international einheitliche Standardtestbedingungen festgelegt, die Standard Test Conditions (STC): • 1000 W/m2 Bestrahlungsstärke senkrecht zur Modulfläche • AM 1,5 Norm-Lichtspektrum • 25 °C Zelltemperatur

31

32

Nennleistung und Wirkungsgrad Die spezifizierte Nennleistung eines Solarmoduls in Wp bzw. eines Solargenerators in Kilowatt-peak [kWp] entspricht demnach der Spitzenleistung unter Laborbedingungen, die sie in der Praxis jedoch so gut wie nie erreichen. Schließlich treffen sommerlich hohe Einstrahlungen und das Spektrum eines klaren Frühlingsoder Herbsttages selten mit winterlichkühlen Zelltemperaturen zusammen. Solarzellen produzieren umso mehr Strom, je höher die Einstrahlung ist. Als Maß für die Effizienz beschreibt der Wirkungsgrad, wie viel Prozent des Sonnenenergieangebots eine Solarzelle oder ein

33

22

Modul in elektrischen Strom umwandelt. Er ergibt sich aus dem Verhältnis der Nennleistung zu der auf die Zell- oder Modulfläche auftreffenden Strahlung bei STC. Der Modulwirkungsgrad ist stets niedriger als der Zellwirkungsgrad, da er auch inaktive Zellzwischenräume und Rahmenflächen sowie den Transmissionsgrad des Solarglases beinhaltet. Je nach Hersteller und Belegungsdichte der Zellen zeigt der Modulmarkt eine gewisse Bandbreite innerhalb derselben Zelltechnologien (Tabelle T1). Im Vergleich zu 12 –20 % Wirkungsgrad bei kristallinen Modulen bringt die Dünnschichttechnologie deutlich niedrigere Werte mit sich, wobei mit der CIS-Technologie grundsätzlich Modulwirkungsgrade über 18 % realisierbar sind. Module mit amorphem oder mikromorphem Silizium erreichen 5 % bis 9 %, während sich Cadmiumtellurid und CIS mit derzeit 6 –11 % Modulwirkungsgrad den kristallinen Zellen nähern. Anders als bei konventionellen Kraftwerken spielt der Wirkungsgrad oft jedoch eine untergeordnete Rolle. Da die Sonneneinstrahlung als Primärenergie kostenlos zur Verfügung steht, sind hohe Wirkungsgrade nur bei knappem Flächenangebot wichtig. Andernfalls bedingt ein niedriger Wirkungsgrad lediglich einen höheren Flächenbedarf für die gleiche Leistung. Da sich die Kosten nicht an der Modulfläche, sondern an deren Leistung orientieren, sind die Systemkosten pro kWp unter den Zelltypen meist vergleichbar. Dabei müssen allerdings die leistungsbezogenen Kosten von Dünnschichtmodulen niedriger sein, um die höheren spezifischen Kosten für Planung und Montage auszugleichen. In der Gebäudeintegration können sich geringe Wirkungsgrade aufgrund der niedrigeren Flächenkosten sogar als vorteilhaft für die Wirtschaftlichkeit einer PVAnlage erweisen.

Solarstrom erzeugen und nutzen Leistungsfähigkeit

100

Relative Intensität [%]

80 60 Sonnenspektrum AM 1,5 40 20 0 300

34

500

kristallines Silizium (Si) Rückkontaktzelle

700

900

1100

amorphes Silizium (Einschicht) amorphes (Tripel), mikromorphes Si

Temperaturverhalten Mit steigender Temperatur nimmt die Effizienz von Solarzellen kontinuierlich ab – bei kristallinen Modulen bis zu einem halben Prozent pro °C. Das Ausmaß gibt der Temperaturkoeffizient an. Bei hoher Sonneneinstrahlung können sich die Module im Sommer je nach Einbausituation auf bis zu 80 °C erwärmen und ihre Leistung dabei um mehr als 25 % gegenüber der Nennleistung reduzieren. Deswegen sollten PV-Module so eingebaut werden, dass sie gut hinterlüftet sind und die Wärme schnell an die Umgebung abgeben können. Das Temperaturverhalten ist bei Dünnschichtmodulen in der Regel weniger ausgeprägt als bei kristallinen Modulen. Amorphe und CdTe-Module verlieren je Grad Temperaturerhöhung nur etwa 0,2 % an Leistung. Spektrale Empfindlichkeit Aufgrund der selektiven Absorptionseigenschaften der jeweiligen Zellmaterialien können Solarzellen bestimmte Spektralbereiche des Sonnenlichts unterschiedlich gut ausnutzen (Abb. 34). Während kristalline Zellen besonders empfindlich für die langwellige Solarstrahlung sind, wandeln Dünnschichtzellen das sichtbare, kurzwelligere Licht effizienter um. Insbesondere amorphe und mikromorphe Zellen liefern bei schwacher und diffuser Einstrahlung mehr Ertrag, weil sie das kurzwellige blaue Licht am besten absorbieren. Nur dieser energiereiche Strahlungsanteil ist nämlich an trüben Tagen in der Lage, die Wolkendecke als Streulicht zu durchdringen. Auch CdTeDünnschichtmodule haben bei schwachem Licht oft einen etwas höheren Wirkungsgrad als beim AM 1,5 Spektrum, während die Effizienz kristalliner Solarmodule gegenüber den Normbedingungen abnimmt. Viele PV-Anlagen mit Dünnschichtmodulen, aber auch mit Hochleistungszellen liefern daher vergleichsweise

1300

1500 Wellenlänge [nm]

Cadmium-Tellurid (CdTe) Kupfer-Indium-Diselenid (CIS)

höhere Erträge pro kWp Nennleistung. Mit ihren günstigen Temperatur- und Verschattungseigenschaften bieten sie weitere Vorteile für die Gebäudeintegration, wo die Hinterlüftungs- und Einstrahlungsbedingungen oft nicht optimal sind. Verschattung Infolge der Reihenschaltung der Solarzellen im Modul reagieren diese sehr empfindlich auf Teilabschattungen. Eine Verschattung wirkt sich als stark reduzierte Einstrahlung aus, die den Stromfluss einer Zelle verringert oder gar erliegen lässt. Ohne Beleuchtung verhält sich die Solarzelle wie eine normale Diode und wird zu einem passiven Bauelement, das den Strom der übrigen Zellen verbraucht. Dabei erwärmt sich die verschattete Zelle unter Umständen so stark, dass ein sogenannter Hot Spot entsteht. Der heiße Punkt kann das Zell- und das Einbettungsmaterial beschädigen. Deswegen sind Solarmodule mit Freilaufdioden (Bypassdioden) ausgestattet, die den Strom an den verschatteten Zellen vorbeileiten. Optimal wäre eine Überbrückung jeder einzelnen Zelle. Damit sich jedoch der Verdrahtungsaufwand in der Fertigung in angemessenen Grenzen hält, wird jeweils eine Gruppe von 12 – 24 Zellen geschützt. Folglich besitzen Standardmodule meist zwei bis vier Bypassdioden. Im Normalbetrieb verursachen diese keine Verluste, doch im Verschattungsfall muss die Modulanschlussdose die in den Dioden entstehende Wärme abführen können. Bypassdioden reduzieren gleichzeitig die Ertragsverluste bei partiellen Verschattungen. Wenn ein Schatten auch nur auf eine einzige Zelle im Modul fällt, wirkt die Reihenschaltung wie ein abgeknickter Gartenschlauch: Ohne Freilauf würde diese Zelle als schwächste Stelle den einheitlichen Strom durch das Modul bestimmen und im schlimmsten Fall zu einem Totalausfall

30 Zusammenhang zwischen Modulwirkungsgrad und Flächenbedarf 31 Transparente, pneumatisch gestützte Membrankonstruktion mit integrierten PV-Modulen aus amorphem Silizium. Die Laminate auf der Basis von flexiblen Kunststoffträgerfolien, eingekapselt in EVA, sind von unten an die statisch wirksame ETFE-Folie laminiert. 32 Flexibles Spezialmodul mit amorphen Tripelzellen, integriert in ein Dach- und Fassadensystem. Die 356 ≈ 239 mm großen Zellen sind über Bypassdioden zu einem Modul verschaltet. Das erhöht die Verschattungstoleranz. 33 Trapezförmiges Sondermodul aus geklebt verschalteten CIS-Streifenzellen im Glas-Folien-Aufbau. Die Zellfelder lassen sich flexibel im Modul anordnen. Das erlaubt eine vollständige Flächenausnutzung bei freien Modulformen oder eine gestalterische Nutzung der Zwischenräume. 34 Die spektrale Zusammensetzung des Lichts beeinflusst die Effizienz von Solarzellen. Kristalline Zellen nutzen die langwellige rote Sonnenstrahlung besonders gut. Dünnschichtzellen sind besser an das Spektrum von diffusem Licht angepasst. Hochleistungs- und Mehrfachzellen absorbieren eine besonders große Bandbreite des Sonnenspektrums.

23

Solarstrom erzeugen und nutzen Leistungsfähigkeit

35 5 %

20 %

50%

100 %

führen. Mit Bypassdioden sinkt die Leistung immer noch unverhältnismäßig stark, aber nur noch um den Anteil der überbrückten Zellgruppe – je nach Anzahl der Bypassdioden beispielsweise um die Hälfte oder um ein Drittel. Dünnschichtmodule reagieren weniger empfindlich, weil die langen und dünnen Zellstreifen nicht so leicht komplett abgedeckt werden (Abb. 35). Wenn der Schatten senkrecht zu den Zellstreifen verläuft, verringert sich die Leistung bis zu einem gewissen Ausmaß proportional zur betroffenen Zellfläche. Oft kommen Dünnschichtmodule ohne oder mit nur einer Bypassdiode aus. Verschattungen der Generatorfläche sind daher nach Möglichkeit zu vermeiden. Besonders ungünstig sind nahe Objekte, die einen scharfen Schatten werfen. Gefährlich sind kleine lokale Verschmutzungen wie Vogelkot oder Blätter aufgrund des Risikos eines Hot Spots. Weniger 35 Leistungsverluste durch nahe Schatten bei kristallinen und Dünnschichtmodulen. Je weiter die Verschattungsursache entfernt ist, desto geringer sind die Auswirkungen. 36 Nur eine ausgeklügelte Verschaltung der Solarzellen innerhalb der Module und der Module im Generator konnte hier die Verschattungsverluste aufgrund der Obergurte der Dachkonstruktion und des Staffelgeschosses auf ein akzeptables Maß begrenzen. Bundespräsidialamt, Berlin (D) 1998, Gruber + Kleine-Kraneburg 37 Energieautarker hochalpiner Stützpunkt in Passivhausqualität. Das PV-System mit Akkumulatoren versorgt über Wechselrichter herkömmliche Haushaltsgeräte und deckt etwa 65 % des Strombedarfs. PV-Leistung: 7,5 kWp. Ein Blockheizkraftwerk als Zusatzstromerzeuger schaltet sich bei Bedarf zu und steuert den Rest bei. Schutzhütte, St. Ilgen (A) 2005, pos architekten, Treberspurg und Partner Architekten. 38 Solarzellen können Gleichstromverbraucher direkt betreiben, z. B. im Milchaufschäumer mit integrierten Solarzellen. 39 Schema einer netzgekoppelten Photovoltaikanlage a PV-Generator b Gleichstromhauptschalter c Wechselrichter d Einspeisezähler e Hausanschluss f öffentliches Netz g Bezugszähler 37 h Verteiler für Verbraucher

24

36

dramatisch wirken dagegen gleichmäßige Verschmutzungen durch Staub. Hier sind die Leistungs- und Ertragseinbußen nur so hoch wie die Einstrahlungsreduzierung durch die Verschmutzung. Ab einer Neigung von etwa 10° genügt bei hiesigem Niederschlag der Selbstreinigungseffekt durch Regen, sodass eine Säuberung der Modulfläche – abgesehen von den eben beschriebenen Bedarfsfällen – meist nur bei starker Luftverschmutzung lohnt. Vom Solarmodul zum Solargenerator Dieselben Prinzipien und Probleme wie bei der Verschaltung von Zellen zu Modulen gelten für die nächst größere Einheit. Im Solargenerator fügen sich beliebig viele Solarmodule zusammen: zu einer kleinen Hausdachanlage mit Leistungen von wenigen kWp bis zum Multimegawattkraftwerk aus Hunderttausenden von Modulen. Mehrere in Reihe geschaltete

Solarstrom erzeugen und nutzen Photovoltaiksysteme

a

h

g kWh

b

c

d

e

f

= π

38

Solarmodule des gleichen Typs bilden einen Strang, der mit anderen Strängen parallel geschaltet wird. Verschattungen eines Moduls wirken sich auf die Leistung des gesamten Strangs aus. Eine geschickte Verschaltung innerhalb des Generators kann die Ertragsverluste durch zeitweilige Verschattungen minimieren (Abb. 36). Notfalls können elektrisch inaktive Blindelemente, z. B. bedruckte Glasscheiben, als Lückenfüller aushelfen. Ähnliche Effekte wie bei Teilverschattungen treten durch Strahlungsinhomogenitäten und Fertigungstoleranzen auf, wenn auch in wesentlich geringerem Ausmaß. Auch hier bestimmt das Modul mit der geringsten Stromstärke die Reihenschaltung und verursacht Anpassungsverluste. Aus diesem Grund werden in einem Solarmodul nur gleiche Zellen eingesetzt und anhand ihrer exakten elektrischen Werte gruppiert. Eine Modulsortierung im Generator ist dagegen meist zu aufwendig. Photovoltaiksysteme Obwohl die Solarstromversorgung keine vorhandene Infrastruktur voraussetzt, hängt sie konzeptionell eng mit ihr zusammen. Man unterscheidet Inselsysteme und netzgekoppelte Systeme. Im Bauwesen sind Photovoltaikanlagen in der Regel netzgekoppelt. Inselsysteme Bei Inselanlagen handelt es sich um autarke Systeme, die einen oder mehrere Verbraucher unabhängig von einem Stromnetz versorgen. Daher muss der solare Energieertrag mit dem -bedarf abgestimmt werden. Meist nehmen Akkumulatoren die zeitweiligen Überschüsse auf und speichern den Strom für sonnenarme Phasen. Gegebenenfalls ergänzt ein Dieselaggregat, ein Windrad oder eine andere zusätzliche Energiequelle den PV-Generator. In Kleingeräten, für

kWh

39

mobile Anwendungen in Campingbussen oder Booten haben sich PhotovoltaikInselsysteme längst als praktische und wirtschaftliche Alternative zu Batterien etabliert (Abb. 38). In Verkehrs- und Infrastrukturanlagen, beispielsweise Parkscheinautomaten, Verkehrslenksysteme und Mobilfunksender, wirken die Anlagen ebenfalls autark. Auch in Berghütten oder abgelegenen Wochenendhäusern ist es oft kostengünstiger, den Strom mit Photovoltaikmodulen selbst zu erzeugen, als einen neuen Stromanschluss zu verlegen (Abb. 37). Viele dünn besiedelte, krisengezeichnete oder arme Regionen der Welt werden auf absehbare Zeit ohne flächendeckendes Stromnetz bleiben. Beispielsweise in abgelegenen Provinzen Chinas, im Irak, im Himalaya oder in den Entwicklungsländern Afrikas, Südamerikas und Südostasiens können PV-Inselsysteme den Lebensstandard erhöhen und den wirtschaftlichen Aufbau fördern: mit einzelnen Modulen bis hin zu autarken Mininetzen versorgen sie Lampen, Wohnhäuser, Krankenhäuser, Schulen, Produktionsstätten oder ganze Dörfer mit Strom und betreiben Aufbereitungsanlagen für sauberes Trinkwasser. Auf Mittelmeerinseln können PV-Anlagen die Basis einer umweltfreundlichen Elektrizitätsversorgung bilden oder schwache Netze unterstützen. Mit dem zunehmenden Interesse an der Elektromobilität wächst zudem das Anwendungspotenzial von Solarstrom als Antriebsenergie. Netzgekoppelte Systeme Um kostenintensive, wartungsbedürftige und verlustreiche Speichersysteme zu vermeiden, werden Photovoltaikanlagen nach Möglichkeit mit dem Elektrizitätsnetz verbunden und nutzen dieses als virtuellen Energiespeicher. Als Bindeglied zwischen dem Solargenerator und dem Netz dient ein Wechselrichter. Er formt den von den PV-Modulen erzeugten

Gleichstrom in den üblichen Haushaltsoder Industriewechselstrom um. Überschüssiger PV-Strom – je nach Preismodell auch der gesamte – fließt ins Netz. Umgekehrt wird zu Zeiten, in denen der Solargenerator nicht genügend Energie liefert, auf den Netzbezug zurückgegriffen. Im öffentlichen Versorgungsnetz hält ein Energiemix die ständige Balance zwischen Erzeugern und Verbrauchern. Im Idealfall erübrigen PV-Anlagen die entsprechende Elektrizitätsproduktion in anderen Kraftwerken. In Deutschland besteht seit 2000 nach dem ErneuerbareEnergien-Gesetz (EEG) ein Rechtsanspruch auf den Anschluss an das öffentliche Stromnetz und eine Mindestvergütung für regenerativen Strom. Diese Vergütung pro Kilowattstunde liegt höher als der Bezugspreis für konventionellen Strom. Es lohnt sich somit, den Solarstrom vollständig einzuspeisen und den eigenen Bedarf wie gewohnt aus dem Netz zu decken. Ein zusätzlich zum Bezugszähler installierter Stromzähler, der sogenannte Einspeisezähler, registriert die gelieferte Energie und bildet die Grundlage für die Abrechnung mit dem Netzbetreiber (Abb. 39). So wird jeder Besitzer einer PV-Anlage zum Kraftwerksbetreiber und die Photovoltaikanlage arbeitet völlig unabhängig vom Hausnetz. Bei einem Netzausfall kann sie jedoch die Notstromversorgung übernehmen. Nicht mehr der Stromverbrauch eines Gebäudes bestimmt daher die Anlagengröße, sondern die gestalterisch, geometrisch oder wirtschaftlich sinnvoll nutzbare Fläche für die Installation der Solarmodule und das Budget des Bauherrn. Das erhöht die Planungsfreiheit und die erzielbare solare Deckungsrate – auch wenn diese nur noch eine rechnerische Jahresbilanz wiedergibt. In Zukunft kann sich die Betriebsweise wieder ändern, denn inzwischen vergütet das EEG auch selbst verbrauchten Solar25

Solarstrom erzeugen und nutzen Systemtechnik

strom attraktiv. Zudem werden mit kontinuierlich sinkenden Systemkosten in wenigen Jahren die ersten PV-Anlagen auch ohne Förderung konkurrenzfähig mit den konventionellen Endverbraucherpreisen Strom produzieren (siehe »Einführung« S. 8). Mit steigenden Strompreisen wird dann eine Direktvermarktung von PVStrom interessant, insbesondere bei einer differenzierten Strompreisgestaltung, wie sie an den Strombörsen bereits üblich ist. Solarstrom ist kostbarer Spitzenlaststrom, da PV-Anlagen mittags die höchste Leistung bereitstellen – genau dann, wenn die Nachfrage am größten ist.

40

T2: typische Leistungsbereiche (elektrisch) netzgekoppelter PV-Anlagen Einfamilienhaus (EFH) Großanlagen (MFH, Gewerbe) Anlagen an Gleichstromnetzen PV-Kraftwerke (Solarparks)

1– 5 kWp 10 kWp– 2 MWp 10 kWp–1 MWp 500 kWp– 50 MWp

anderer Kraftwerke BHKW Windpark Laufwasserkraftwerk Speicherkraftwerk solarthermisches Kraftwerk Biomasse, Biogaskraftwerk geothermisches Kraftwerk Vulkangebiete fossile und atomare Kraftwerke

< 10 kW – 2 MW 1 – 740 MW 5 kW –130 MW 500 kW –18 GW 10 kW – 80 MW 100 kW – 90 MW 2 – 10 MW 20 – 700 MW 50 MW – 8 GW

von Kraftfahrzeugen PKW 90 PS Elektroauto

66 kW 9 kW – 80 kW

1 GW = 1000 MW = 1 000 000 kW 1 kW = 1000 W = 1 000 000 mW

40 netzgekoppelte PV-Anlage auf einer Schallschutzwand an der A13 bei Domat/Ems (CH) mit einer Leistung von 100 kWp 41 Anlagenkonzepte netzgekoppelter PV-Systeme. Die richtige Wahl hängt von der Größe und den örtlichen Gegebenheiten ab. a Zentralwechselrichterkonzept b Strangwechselrichterkonzept c Modulwechselrichterkonzept

26

Die Stromversorgung steht am Anfang eines tiefgreifenden Strukturwandels. Das althergebrachte zentrale System basiert auf wenigen großen, fossilen und atomaren Erzeugungsanlagen. Sie versorgen über ein hierarchisches Netz mit verschiedenen Spannungsniveaus eine große Zahl von räumlich verteilten Verbrauchern. Dieses System eignet sich nur bedingt für eine moderne und nachhaltige Energieversorgung mit einer wachsenden Zahl von einspeisenden Blockheizkraftwerken, Biomasse-, Windkraft- und Photovoltaikanlagen. Ähnlich den Informationsflüssen im Internet muss das Elektrizitätsnetz zukünftig nicht nur in eine Richtung Strom verteilen, sondern auch Strom aus kleinen, dezentralen Stromerzeugern in Verbrauchernähe aufnehmen und bedarfsgerecht regeln. Wenn die neuen Kleinkraftwerke unmittelbar dort stehen, wo die Energie gebraucht wird, entfallen Leistungsverluste durch lange Transportwege im Netz. Für den Verbraucher sinkt das Risiko eines Stromausfalls, etwa bei einer Havarie [3]. Diese Dezentralisierung erfordert mittelfristig eine stärkere Vernetzung, aber auch ein komplexes Lastmanagement im Niederspannungsnetz und mehr Flexibilität im Kraftwerkspark. Nur so bleibt das zum Teil fluktuierende An-

gebot regenerativer Energieanlagen vollständig nutzbar, ohne die Netzqualität und die Versorgungssicherheit zu gefährden oder große Leistungsreserven vorzuhalten. Wichtige Bausteine werden Speicher sein, die temporäre Überkapazitäten – beispielsweise in Schwungrädern aus hochfesten Materialien oder Druckluftspeichern, aber auch in den Akkus von Hybrid- und Elektrofahrzeugen – puffern und das Netz stabilisieren. Experten arbeiten sowohl an der Idee, Solarstrom in Wasserstoff als transportablen und speicherbaren Energieträger umzuwandeln als auch an innovativen Transportsystemen. Diese könnten sich etwa in Form eines Hochspannnungsgleichstromnetzes von den Wüsten Nordafrikas bis nach Nordeuropa erstrecken. Photovoltaikkraftwerke im Leistungsbereich etlicher Megabis Gigawatt – das entspricht mehreren konventionellen 600-MW-Kraftwerksblöcken – in menschenleeren Wüstengegenden sind zwar noch eine Vision, zumindest technisch jedoch realisierbar (Tabelle T2). Systemtechnik Um den Solarstrom gefahrlos und möglichst verlustarm in das Stromnetz zu bringen und eine dauerhafte Funktion zu gewährleisten, benötigen netzgekoppelte PV-Anlagen eine Reihe von systemtechnischen Komponenten, die von Anlage zu Anlage unterschiedlich ausfallen können. Jedes Anlagenkonzept wird entsprechend der Größe und Rahmenbedingungen individuell angepasst und auf hohe Jahreserträge optimiert. An Gebäuden kommen häufig unterschiedliche Modultypen auf verschiedenen Flächen mit uneinheitlichen Neigungen und Ausrichtungen zum Einsatz. Dann ist es sinnvoll, den Generator in kleinere in sich homogene Einheiten oder sogar separate Einzelanlagen mit einem oder mehreren Wechselrichtern aufzuteilen.

Solarstrom erzeugen und nutzen Systemtechnik

PV-Generator

PV-Generator

PV-Module mit integrierten Wechselrichtern

=

~

=

~

=

~

=

~

=

~

Generatoranschlusskasten Wechselrichter

=

~

41 a öffentliches Netz

Wechselrichter Der Wechselrichter bildet neben dem Generator die zweite wesentliche Komponente einer PV-Anlage. Im Gegensatz zu den Modulen handelt es sich bei ihm um ein komplexes elektronisches Bauteil mit dementsprechenden Verschleißerscheinungen und häufigeren Ausfällen. Er fungiert als Energie- und Systemmanager mit folgenden Aufgaben: • Umwandlung von Gleichstrom in Wechselstrom • MPP-Regelung • Schutz von Stromnetz und PV-Generator • Betriebsüberwachung und Kommunikationsschnittstelle In erster Linie wandelt der Wechselrichter den vom Solargenerator produzierten Gleichstrom (DC) in Wechselstrom (AC) mit der Frequenz und Spannungshöhe des Stromnetzes (230 Volt, 50 Hz) um. Seine Leistungselektronik zerstückelt den Gleichstrom und gibt Impulse in wechselnder Richtung wider, um die Sinusform der Netzspannung möglichst gut nachzubilden. Während früher alle Solarwechselrichter mit einem Transformator ausgerüstet waren, passen immer mehr Geräte die Spannungshöhe elektronisch an. Trafolose Wechselrichter sind kleiner, leiser und leichter und zeichnen sich durch höhere Wirkungsgrade aus. Der Verzicht auf den Trafo erhöht jedoch die elektromagnetische Beeinflussung und erfordert zusätzliche Personenschutzmaßnahmen. Einige Dünnschichtmodule, aber auch rückseitenkontaktierte und bandgezogene kristalline Zellen können beim Betrieb mit trafolosen Wechselrichtern irreversiblen Zellschaden erleiden und dürfen nur mit technisch abgestimmten Geräten kombiniert werden. Um bei ständig wechselnden Einstrahlungs- und Temperaturverhältnissen stets die maximale Leistung in das Stromnetz einzuspeisen, gleicht ein MPP-Regler permanent die Wechselrichterspannung mit

Wechselrichter

=

~

=

~

=

~

b öffentliches Netz/Unterverteilung Gebäude

der aktuellen MPP-Spannung des Generators ab. Außerdem schaltet die automatische Netzüberwachung (z. B. ENS) bei einem Netzausfall die Solarstromanlage selbsttätig ab. Die PV-Anlage wiederum überwacht der Wechselrichter auf Isolationsfehler. Die Effizienz von Wechselrichtern hängt von ihrer Auslastung und damit von der aktuellen Sonneneinstrahlung ab. Auf kleiner Leistung arbeiten sie mit schlechtem Wirkungsgrad und erreichen den maximalen Wert bei etwa 50 % der Nennleistung. Bei nicht optimal ausgerichteten Modulen, wo keine hohen Einstrahlungen auftreten – insbesondere bei PV-Fassaden, empfiehlt es sich deswegen, die Wechselrichterleistung deutlich kleiner als die PV-Generatorleistung zu wählen. Das erhöht nicht nur die Effizienz der Wechselrichter, sondern reduziert auch deren Kosten. Für den Anlagenbetrieb ist der dynamisch gewichtete Eurowirkungsgrad interessant. Dieser entspricht einem durchschnittlichen Jahreswirkungsgrad bei mitteleuropäischem Klima. Gute Wechselrichter besitzen Eurowirkungsgrade zwischen 92 und 96 %. Bezieht man auch Regelungsverluste, Spannungs- und Temperatureffekte mit ein, verursachen Wechselrichter über das Jahr 5 –10 % Ertragsverluste, bei ungünstiger Auslegung bis zu 15 %. Anlagenkonzepte Neben der Anlagengröße bestimmen einerseits Geometrie und Anordnung der PV-Module die Wahl des Wechselrichterkonzepts und andererseits die örtlichen Möglichkeiten zur Leitungsführung und Wechselrichterinstallation. Für große Anlagen ab ca. 30 kW bietet sich meist ein zentrales Konzept an (Abb. 41a). Eine größere Anzahl paralleler Modulstränge wird über Generatoranschlusskästen zusammengefasst und mit einer Gleich-

c öffentliches Netz/Unterverteilung Gebäude

stromhauptleitung an einen leistungsstarken Zentralwechselrichter angeschlossen. Der aufwendigen Verschaltung und Schutztechnik auf der Gleichstromseite stehen die Preisvorteile der Großgeräte und ihre oft höheren Wirkungsgrade gegenüber. Im sogenannten Master-Slave-Betrieb schalten sie einzelne Leistungsstufen nach Bedarf zu und erreichen so bereits bei geringer Sonneneinstrahlung hohe Wirkungsgrade. Dieses Konzept ist jedoch nur bei verschattungsfreien Anlagen mit homogener Ausrichtung und Erwärmung sinnvoll, was bei gebäudegebundenen Anlagen nicht immer der Fall ist. Besser eignen sich hier dezentrale Konzepte mit Strangwechselrichtern, an die jeweils nur ein bis zwei parallele Stränge direkt angeschlossen werden (Abb. 41b). Die Gleichstromverschaltung ist denkbar einfach und reduziert sich auf die zusammengesteckten Modulleitungen und die Strangleitungen am Anfang und Ende eines Strangs. Bei größeren Anlagen werden mehrere Wechselrichter parallel mit dem Netz verbunden. So sind spätere Erweiterungen problemlos möglich. Verschattungen wirken sich nicht mehr auf den gesamten PVGenerator aus, sondern nur noch auf die individuell geregelten Stränge. Das Modulwechselrichterkonzept schließlich geht einen Schritt weiter und integriert in jedes Modul einen eigenen Wechselrichter (Abb. 41c). Die eigenständigen Minianlagen speisen dann direkt ins Netz ein. Wegen der hohen Kosten und des erhöhten Wartungs- und Überwachungsaufwands konnte sich das Konzept bisher nicht durchsetzen. Die Forschung arbeitet jedoch an praxistauglichen Lösungen, denn mit der standardisierten AC-Technik verringert sich der Planungsund Montageaufwand und die Anwendung in der Gebäudeintegration ist vielversprechend. 27

Solarstrom erzeugen und nutzen Systemtechnik

42

43

42 Zentralwechselrichter im Leistungsbereich von 100 kW 43 Strangwechselrichter und Gleichstromhauptschalter in Wandmontage in einem Kellerraum. Ein Gerät mit rund 5 kW Leistung beispielsweise misst etwa 40 – 60 cm in der Breite und Höhe, die Tiefe beträgt ca. 20 cm. 44 Prototyp eines Wechselstrommoduls: Integration eines effizienten Modulwechselrichters in die weniger als 35 mm starke Anschlussdose 45 Modulverschaltung bei Strangwechselrichtern a Wechselrichterstandort im Außenbereich (z. B. auf Flachdächern): Durchführung der Wechselstromleitung(en) b Standort im Innenbereich (z. B. bei Schrägdach-Montage): Durchführung der Wechsel-

stromleitung(en) 46 Modulverschaltung bei Zentralwechselrichtern a Generatoranschlusskasten im Außenbereich (z. B. auf Flachdächern): Durchführung der DC-Hauptleitung(en) b Generatoranschlusskasten im Innenbereich (z. B. bei Dach- und Fassadenintegration): Durchführung der Strangleitungen 47 Strangwechselrichter und kleine Zentralwechselrichter mit Schutzklasse IP 54 (staub- und spritzwassergeschützt) oder höher können dezentral auf dem Dach verteilt werden. 48 Informationstafel mit den wichtigsten Daten und Betriebsergebnissen einer PV-Anlage 49 Wechselrichtermontage im Freien unter dem vor der Witterung schützenden Dach der PV-Module

Installationsort der Wechselrichter Im Betrieb erwärmen sich Wechselrichter und geben Brummgeräusche von sich. Günstige Standorte sind daher kühle, trockene und staubarme Dach-, Kelleroder Technikräume, wenn sie für Wartung und Austausch zugänglich sind. Zentralwechselrichter werden meist in Schaltschränken im Hausanschlussraum untergebracht (Abb. 42). Strangwechselrichter gleicher Leistung benötigen etwas mehr Platz, damit sie sich nicht gegenseitig aufheizen (Abb. 43). Sie lassen sich in entsprechenden Abständen von ca. 50 cm an der Wand aufhängen, können aber genauso gut einzeln in der Nähe der betreffenden Modulgruppe montiert werden, beispielsweise auf dem Flachdach im Schatten der aufgeständerten Module (Abb. 47, 49). Bei einer Montage im Freien müssen die Geräte vor direkter Sonneneinstrahlung geschützt sein. Statistisch müssen Strangwechselrichter im Laufe der Anlagennutzungsdauer einmal ausgetauscht werden. Zentralwechselrichter sind dagegen auf eine Lebensdauer von 20 Jahren ausgelegt. Dennoch können mehrere Reparaturen notwendig sein. Gut belüftete Standorte reduzieren die Ausfallquote, verlängern die Lebensdauer und sorgen zudem für einen effizienten Betrieb.

binder, -halter oder -kanäle fixieren sie dicht an der Unterkonstruktion und schützen vor mechanischer Beschädigung durch Scheuern oder Nagetiere. Auf dem Dach und in der Fassade bieten meist die Befestigungsschienen oder -profile genügend Platz, um die Kabel aufzunehmen. Im Innenbereich oder in Schutzrohren verlegt, können kostengünstigere Standardleitungen zum Einsatz kommen. Für die Wechselstromleitungen vom Wechselrichter bis zum Anschluss an das öffentliche Stromnetz sind die gleichen Leitungen wie für die elektrische Hausinstallation üblich. Im Freien benötigen diese mangels UV-Beständigkeit ebenfalls Schutzrohre. Die Isolierung der Leitungen sollte PVC- und halogenfrei sein. Die meisten Solarmodule sind werkseitig mit Steckverbindern ausgestattet, die der Dachdecker oder Fassadenbauer nur noch zusammenstecken muss. Auch die Sammel- und Anschlussleitungen lassen sich mit passenden Steckern vorkonfektionieren.

Leitungen und Anschlüsse Gleichstrom (DC) birgt bei Isolationsfehlern an der Verkabelung oder Wackelkontakten die Gefahr von Lichtbögen zwischen Plus- und Minuspol, die zu Verletzungen und Bränden führen können. Die DC-seitigen Leitungen müssen daher erd- und kurzschlusssicher verlaufen. In der Regel bedingt das separate Plus- und Minusleitungen mit doppelter Isolierung. Am besten eignen sich spezielle Solarleitungen. Sie sind UV- und ozonbeständig und für hohe Temperaturen bis zu 125 °C zugelassen. Kabel-

44

28

Steht der Wechselrichter außerhalb der thermischen Gebäudehülle, reduzieren sich die notwendigen Leitungsdurchführungen auf eine Wechselstromanschlussleitung je Wechselrichter. Andernfalls müssen die DC-Hauptleitung oder die gesammelten Strangleitungen durchgeführt werden (Abb. 45, 46). Dabei sind die Auflagen des baulichen Brand- und Schallschutzes zu beachten und Wärmebrücken zu vermeiden. Damit Blitzeinschläge in der Umgebung nicht über die Anlagenverdrahtung in die Gebäudeelektrik oder zum Wechselrichter gelangen und dort Schäden hervorrufen, sind außerdem Überspannungsableiter notwendig, insbesondere bei großflächigen Generatoren. Die einzelnen Leitungen sind relativ dünn und flexibel. Bei größeren Anlagen kann jedoch ihre Anzahl ein stattliches

Solarstrom erzeugen und nutzen Erträge und Wirtschaftlichkeit

außen

innen

außen

innen

=

=

~

~

a

a außen

innen

außen

=

innen

=

~

45 b

Bündel ergeben. Innerhalb des Gebäudes nutzt man möglichst vorhandene Versorgungsschächte oder verlegt neue Kabelkanäle. Im Bestand stehen unter Umständen nicht mehr benötigte Schornsteine oder Lüftungsschächte zur Verfügung. Sicherheitseinrichtungen und Netzanschluss Solarmodule stehen bei Helligkeit ständig unter voller Spannung und lassen sich nicht ausschalten. Nahe vor dem Wechselrichter oder in diesen integriert ist daher ein Gleichstromhauptschalter vorgeschrieben, der es erlaubt, den Generator im Fehlerfall oder zu Wartungszwecken vom Rest der Anlage zu trennen. Bei zentralen Anlagenkonzepten sitzt der Schalter mit weiteren DC-seitigen Schutzelementen im Generatoranschlusskasten. Weiterhin muss der Netzbetreiber die PV-Anlage jederzeit abschalten können, wenn Arbeiten am Netz notwendig sind. Der Einspeisezähler wird in der Regel vom Netzbetreiber gemietet und im bestehenden Hausverteiler neben dem Bezugszähler installiert. Bei sehr weiträumigen oder mehreren Gebäuden mit einem gemeinsamen Anschluss kann der Weg vom Wechselrichter zum Hausanschluss sehr weit sein. Um unverhältnismäßig lange Leitungen zu vermeiden, ist es nach gesonderter Vereinbarung möglich, an einer günstigeren Stelle anzuschließen. Kleine und mittelgroße Anlagen werden am Hausanschluss bei 230 oder 400 V mit dem Netz verknüpft, während große Solarparks meist in die 5 – 50 kV Mittelspannungsebene einspeisen. Gegebenenfalls ist auch eine Direkteinspeisung bei 600 V in Gleichstromnetze beispielsweise von Straßenbahnen möglich. Funktionskontrolle und Kommunikation Eine permanente Funktionskontrolle stellt sicher, dass die PV-Anlage verlässlich die

~

46 b

kalkulierten Erträge erwirtschaftet und Fehler schnell erkannt werden. Da Wechselrichter ohnehin für ihre Regelungsaufgaben die wesentlichen Betriebsdaten einer Solarstromanlage erfassen, können die Messwerte auch zur Anlagenüberwachung und Präsentation dienen. Moderne Geräte zeigen die wichtigsten Daten im Display an und senden im Störungsfall Alarmsignale per Fax, E-Mail, SMS oder Internet. Mit Hilfe von entsprechendem Zubehör und Software zum Wechselrichter oder einem herstellerunabhängigen Überwachungssystem kann der Bauherr die Daten auslesen, am Computer aus- 47 werten oder eine Firma mit der kompletten Betriebsführung beauftragen. Zunehmend bereiten Internetportale die Ergebnisse grafisch und für den Laien verständlich auf. Großdisplays im Außen- oder Empfangsbereich können die Öffentlichkeit auf die PV-Anlage aufmerksam machen und deren Erträge oder CO2-Einsparungen veranschaulichen (Abb. 48). Erträge und Wirtschaftlichkeit Als Energieertrag einer netzgekoppelten PV-Anlage gilt der vom Zähler registrierte Solarstrom. Zum besseren Vergleich unterschiedlich großer Anlagen ist es üblich, die jährlich eingespeiste Menge 48 an Kilowattstunden auf die Anlagenleistung zu beziehen und den spezifischen Ertrag in kWh/kWpa zu beziffern. Wie viel Ertrag eine Solarstromanlage liefert, hängt ab von: • den Wetter- und Verschattungsbedingungen am Standort • Ausrichtung und Neigung der Module • der Einbausituation (Hinterlüftung und Temperaturentwicklung) • der Fertigungstoleranz, dem Teillastund Temperaturverhalten der Module • der Qualität der Systemtechnik einschließlich Planung und Installation Erfahrungsgemäß produzieren PV-Anlagen in Deutschland pro kWp Nennleistung 49 29

Solarstrom erzeugen und nutzen Erträge und Wirtschaftlichkeit

T3: Temperaturerhöhung und Minderung des Solarstromertrags kristalliner Module bei verschiedenen Montagearten Einbausituation der Module

Temperaturerhöhung gegenüber der Umgebung

Minderung des jährlichen Energieertrags

Warmfassade

55 K

10,5 %

Warmdach

43 K

7,5 %

Kaltfassade, schlecht hinterlüftet

39 K

7,0 %

Kaltfassade, gut hinterlüftet

35 K

6,0 %

Dach, schlecht hinterlüftet

32 K

5,0 %

Dach, gut hinterlüftet

29 K

4,0 %

Aufdach, großer Abstand

28 K

3,5 %

völlig freie Aufstellung

22 K

2,0 %

und Jahr auf Dächern zwischen 750 und 1000 kWh, auf Freiflächen 850 –1100 kWh (nachgeführt bis 1550 kWh) und in Fassaden 500 – 800 kWh Strom. Eine Abschätzung ist anhand der Anhaltswerte in Abb. 51 für optimal ausgerichtete, gut hinterlüftete und weitgehend unverschattete Aufdach-Systeme möglich. Großanlagen mit optimierter Technik beispielsweise auf gewerblichen Dächern erreichen durchaus auch höhere Erträge. Der flächenbezogene Ertrag hängt vom Modulwirkungsgrad ab und schwankt je nach Zelltyp und Belegungsdichte zwischen 45 und 190 kWh/m2. Für unterschiedlich orientierte Flächen lässt sich der mögliche Ertrag mit Hilfe der entsprechenden Umrechnungsfaktoren aus S. 12, Abb. 5 abschätzen. Tendenziell liefern Ostausrichtungen etwas höhere Erträge als westliche, weil sich die Module bis zum Nachmittag, wenn Westflächen die größte Sonneneinstrahlung bekommen, erwärmen. Bei Anlagen mit Dünnschichtmodulen sind teilweise um bis zu 5 % höhere Erträge zu beobachten. Mit den natürlichen Wetterschwankungen fallen auch die Solarstromerträge von Jahr zu Jahr unterschiedlich aus. Performance Ratio und Systemwirkungsgrad Der Einfluss der Systemtechnik spiegelt sich in der Performance Ratio (PR) wider. Sie ist ein Bewertungskriterium für die Abstimmung der Systemkomponenten und die Güte der gesamten Anlage. Da sie Einstrahlung und den Wirkungsgrad der PV-Module verrechnet, erlaubt die PR einen Vergleich von Anlagen unterschiedlicher Technologien, Standorte und Ausrichtungen. Sie ist definiert als das Verhältnis von tatsächlichem zum theoretisch möglichen Energieertrag der PV-Anlage, wenn der Generator zu jeder Zeit unter STC-Bedingungen arbeiten könnte und die nachgeschaltete Systemtechnik keinerlei Verluste aufweisen wür30

de. In der Realität wird die auf die Moduloberfläche eingestrahlte Energie jedoch nicht ideal umgewandelt. Angefangen von den zusätzlichen Reflexionsverlusten am Modulglas bei schrägem Lichteinfall über die Modulverschmutzung und -erwärmung über 25 °C bis hin zum Wechselrichter mit seinen Umwandlungs- und Anpassungsverlusten geht an vielen Stellen Energie verloren. Die Verlustkette innerhalb des Photovoltaiksystems summiert sich im Jahresmittel auf etwa 15 – 30 %, was einer PR von 70 – 85 % entspricht. Die beispielhaften Prozentangaben für die einzelnen Verlustmechanismen in Abb. 50 verstehen sich als Durchschnittswerte. Gut geplante und ausgeführte Dachanlagen sollten mindestens 75 % erreichen, wogegen bei Fassadenanlagen die PR oft unter 70 % bleibt. Zum einen arbeiten weder Module noch Wechselrichter bei der geringen Einstrahlung auf senkrechte Flächen optimal, und zum anderen gehen auch Verschattungen zu Lasten der PR. Die Performance Ratio ist nicht mit dem Gesamtwirkungsgrad eines PV-Systems zu verwechseln. Dieser berücksichtigt zusätzlich den Modulwirkungsgrad und liegt im Bereich von 4 –13 %. Ertragsprognose Mit Hilfe der Performance Ratio lässt sich umgekehrt der Energieertrag im Vorfeld überschlägig ermitteln (Abb. 51). Rechnet man die Sonneneinstrahlung eines Standorts von der Horizontalen auf die Neigung, Ausrichtung und Fläche des Generators um und multipliziert sie mit dem Modulwirkungsgrad und der PR, erhält man den Jahresertrag der PV-Anlage in kWh/a und schließlich den spezifischen Ertrag in kWh/kWpa. Für einen plausiblen PR-Wert sind insbesondere die prozentualen Verschattungs- und Temperaturverluste individuell abzuschätzen. Nicht hinterlüftete oder gar wärmegedämmte Ele-

mente liefern bis zu 10 % weniger Stromertrag als völlig frei umströmte PV-Module. Tabelle T3 zeigt die Temperaturerhöhungen unterschiedlich montierter Module gegenüber der Umgebungstemperatur bei einer Einstrahlung von 1000 W/m2 und die resultierende Minderung des Jahresertrags bei deutschen Klimaverhältnissen. Dünnschichtmodule reagieren weniger stark auf hohe Temperaturen. In Fassaden sind sie damit auch aus energetischen Gesichtspunkten eine interessante Alternative. Bei variablen Einstrahlungen und Temperaturen gestaltet sich das Zusammenspiel der verschiedenen Modul/Wechselrichterkombinationen und ihrer Verschaltung komplex. Professionelle Ertragsprognosen werden deswegen mit Simulationsprogrammen erstellt, die üblicherweise in Stundenschritten ein durchschnittliches klimatisches Jahr nachbilden und die resultierende Stromproduktion aufsummieren. Dazu nutzen sie Wetterdatensätze verschiedener Standorte und Produktdatenbanken, die die notwendigen technischen Daten von Solarmodulen und Wechselrichtern enthalten. Besonders hilfreich ist die Option, Verschattungen und deren Auswirkungen auf den Energieertrag zu berechnen. Gleichzeitig lässt sich mit den Simulationsergebnissen die elektrische und geometrische Anlagenplanung optimieren. Eine möglichst exakte Ertragsberechnung ist die Grundlage einer fundierten Wirtschaftlichkeitsberechnung, die das Investitionsrisiko des Bauherrn zu minimieren hilft. Einige Lieferanten schlüsselfertiger PVAnlagen bieten Garantien für das komplette System an und sichern vertraglich bestimmte Jahreserträge zu. Darüber hinaus decken spezielle Solarversicherungen neben Reparatur- oder Schadensfällen meist die damit verbundenen Ertragsausfälle ab.

Leitungsverluste, Zähler

Netzeinspeisung 70-85 % Performance Ratio (Anlagengüte)

1,5 %

Beispiel CIS-Warmfassade 29 % Verluste Beispiel Aufachanlage 24% Verluste

50

Finanzielle Erträge: die Einspeisevergütung Anfang 2009 trat das novellierte Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in Kraft und schreibt die Vergütung für Solarstrom für die folgenden vier bis fünf Jahre fest (Tabelle T4). Die Tarife, die über 20 volle Kalenderjahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahrs konstant bleiben, sind so gestaltet, dass Photovoltaikanlagen eine marktübliche Rendite erwirtschaften können. So ist etwa berücksichtigt, dass große Anlagen spezifisch niedrigere Kosten aufweisen. Die Tarife sinken jedes Jahr für neu angeschlossene Anlagen um 8 –10 %, um spürbare Preissenkungen bei den Produzenten zu erzwingen. Neben dem Baujahr hängt die Vergütungshöhe von Installationsort und von der Anlagengröße ab. Den höchsten Satz erhalten gebäudegebundene und an Lärmschutzwänden installierte Systeme bis zu einer Leistung von 30 kW

Globalstrahlung horizontal [kWh/m2a]

Einstrahlung auf Generatorfläche [%]

Inbetriebnahmejahr

Freiflächenanlagen

Gebäudegebundene Anlagen oder an Lärmschutzwänden bis 30 kW ab 30 kW ab 100 kW ab 1000 kW

2009

31,94

43,01

40,91

39,58

33,00

2010

28,75

39,57

37,64

35,62

29,70

2011

26,16

36,01

34,25

32,42

27,03

2012

23,81

32,77

31,17

29,50

24,59

2013

21,66

29,82

28,36

26,84

22,38

1

1,5 %

10,0%

Wechselrichterverluste

T4: Einspeisevergütung für Solarstrom nach dem EEG in Cent pro Kilowattstunde1

7,0%

Verschattung

Modultoleranz und Anpassungsverluste 2,0%

0,0% 2,0%

2,0%

Modultemperatur 6,0% 3,5 %

Abweichungen von 1000 W/m2 und AM 1,5

Reflexionsverluste

Modulverschmutzung, Schneebedeckung 1,0% 2,5 %

3,5 %

5,0% 3,0%

2,5 %

100 % Einstrahlung

Solarstrom erzeugen und nutzen Erträge und Wirtschaftlichkeit

Ab 2010 erhöht oder reduziert sich die Degression um 1 %, wenn das Marktwachstum des Vorjahres außerhalb des vorgesehenen Korridors lag.

Berechnung der Einspeisevergütung am Beispiel einer Dachanlage mit 150 kW Leistung, Netzanschluss in 2010: 30 kW ∙ 39,57 Ct/kWh + 70 kW ∙ 37,64 Ct/kWh + 50 kW ∙ 35,62 Ct/kWh 150 kW

pro Gebäude. Außerdem lockt ein Bonus, den Solarstrom im Gebäude selbst zu nutzen statt ins Netz einzuspeisen. Dabei muss ein dritter Zähler den Eigenverbrauch nachweisen. Für größere Anlagen über 30 kW sinkt die Vergütung kontinuierlich. Am niedrigsten ist der Satz für Freiflächenanlagen. Er fällt bis 2013 auf unter 22 Cent pro kWh. Im Normalfall kann sich damit deutschlandweit die Investition in eine PV-Anlage innerhalb von 20 Jahren amortisieren. An Standorten im Norden mit mäßiger Sonneneinstrahlung ist jedoch die Grenze der Wirtschaftlichkeit schnell erreicht, sobald ungünstige Orientierungen oder Verschattungen die Erträge schmälern oder beispielsweise aufwendige Dachkonstruktionen Mehrkosten verursachen. Photovoltaikfassaden sind generell mit höheren Planungs- und Baukosten bei signifikant niedrigeren Erträgen verbun-

Modulwirkungsgrad [%]

Modulfläche [m2]

den. Folglich lassen sie sich meist nur dann wirtschaftlich darstellen, wenn sie herkömmliche Fassadenbauteile ersetzen und deren vermiedene Kosten als Gutschrift verrechnet werden. Auf diese Weise können selbst Ost- oder Westfassaden eine positive Kosten/Nutzen-Bilanz erzielen, wenn sie den Einsatz von Standardmodulmaßen erlauben oder aber sich mit hochwertigen Fassaden für repräsentative Gebäude messen.

50 Energieflussdiagramm und Performance Ratio einer PV-Anlage: durchschnittliche prozentuale Verluste bis zur Netzeinspeisung 51 Vorgehensweise und Beispielrechnung zur schrittweisen Ertragsabschätzung von PV-Anlagen. Der Bezug auf die Nennleistung oder die Generatorfläche liefert den spezifischen Ertrag in kWh/kWpa als üblichen Vergleichswert oder den Flächenertag. Die regional unterteilten Faustwerte gelten für eine unverschattete Aufdachanlage bei optimaler Südausrichtung und ca. 30° Neigung der Module.

Performance Ratio (PR) [%]

Jahresertrag [kWh/a]

spezifischer Ertrag [kWh/kWpa]

Flächenertrag [kWh/m2a]

regionale Faustwerte Süd-/Flachdach:

b

a

= 37,35 Ct/kWh

kWh

c S.12, Abb. 5

S. 12, Abb. 4 2

S. 22, T1

Nord: 35 – 100 % Ost/West: 65 – 116% Süd: 80–116 %

900 –1200 kWh/m a regionale Mittelwerte: a) 975 kWh/m2a b)1025 kWh/m2a c)1100 kWh/m2a

a) 850 b) 900 c) 950

mono, poly a) 9 5 – 170 b) 1 0 0 – 180 c) 10 5 – 190

S. 22, T1

Abb. 1

mono, poly 11,5 – 2 0 % a-Si, μc-Si 5–9% CIS, CdTe 6 – 11 %

< 70 % Warmfassade verschattet

a-Si, μc-Si a) 45 – 75 b) 47,5 – 80 c) 5 0 – 85

bis 85 % bei optimaler Ausrichtung, Hinterlüftung, Planung, Installation u. Wartung

CIS, CdTe a) 5 0 – 95 b) 52,5 – 100 c) 5 5 – 105

Beispiele: 10 kWp Flachdachanlage in Würzburg mit polykristallinen Modulen (14,5 % Wirkungsgrad), Reihenaufstellung in Südausrichtung mit 30° Neigung. 69 m2 Modulfläche, benötigte Dachfläche ca. 3 · 69 m2  210 m2, gegenseitige Verschattung ca. 2 %, geschätzte PR=76 % ·

76%

= 9448 kWh/a

= 945 m2/kWpa =

137 m2/kWpa

100 m Warmfassade in Berlin mit CIS-Modulen (10,5% Wirkungsgrad), Südwestausrichtung, unverschattet, 95m2 Modulfläche, PV-Leistung = 95 m2 · 10,5% = 10 kWp, geschätzte PR = 71% 51 1011 kWh/m2a 78% 98m2 10,5 % · · · ·

71%

= 5585 kWh/a = 558 m2/kWpa =

56 m2/kWpa

1090 kWh/m2a

·

114 %

·

69 m2

·

14,5 %

2

31

Solarstrom erzeugen und nutzen Ökologie

52

53

Ökologie Photovoltaiksysteme sind äußerst umweltfreundliche Stromerzeuger. Ohne Brennstoffzufuhr wandeln sie Solarstrahlung als Primärenergie direkt in Endenergie um. Dabei produzieren sie weder Emissionen noch giftige Reststoffe oder Lärm. Eventuelle Störfälle sind ungefährlich für Mensch und Umwelt. Der relativ hohe Flächenverbrauch ist nur bedingt kritisch, da insbesondere gebäudegebundene Systeme bereits bebaute Flächen und bestehende Infrastrukturen nutzen. Betrachtet man jedoch die Umweltwirkungen über den gesamten Lebenszyklus von der Rohstoffgewinnung bis zur Entsorgung, stellen sich Fragen vor allem nach: • dem Energieaufwand bei der Herstellung • der Ressourcenverfügbarkeit • dem Einsatz von Schadstoffen • der Recyclingfähigkeit am Ende der Lebensdauer Die Ökobilanz von PV-Anlagen hängt im Wesentlichen von den verwendeten Modulen ab. Aber auch die anderen Komponenten wie Wechselrichter, Leitungen, Befestigung und Unterkonstruktion setzen Stoffe und Energie um. Recycling Mit einem zeitlichen Versatz von 20 bis 30 Jahren zum Marktwachstum steigt der Rücklauf von Solarmodulen aller Technologien. Da fast alle Hersteller Produktionsausschuss fabrikintern wiederverwerten oder entsorgen, ist erst ab 2015 mit rele-

54

vanten Abfallmengen defekter und ausrangierter Photovoltaikmodule zu rechnen. Beim Recycling kommt besonders den Bestandteilen Glas und Silizium Bedeutung zu. Glas hat den größten Massenanteil an einem PV-Modul und lässt sich leicht recyceln. (Tabelle T5). Die Wiederverwertung reduziert den Bedarf an Energie und Primärrohstoffen wie Quarz oder Kalk bei der Produktion neuer Glaserzeugnisse. Kristalline Solarzellen und Aluminiumrahmen sind aus energetischen Gründen relevant. Das Recycling der energieintensiv hergestellten Siliziumzellen führt zu einer drastischen Reduzierung der energetischen Amortisationszeit und rechtfertigt den hohen Aufwand zur Zerlegung der Verbundelemente in ihre Einzelteile. Industrielle Verfahren für kristalline Module sind weit entwickelt und in einer ersten Recyclinganlage bereits in Betrieb. Dort werden in einem Spezialofen bei 500 °C die Verbundfolie und die Rückseitenfolie der Module verbrannt (Abb. 53). Übrig bleiben Glas, Metall, intakte Zellen und Zellbruch. Die Modulrahmen können als Schrott verkauft oder verwertet werden. Der Zellbruch wird eingeschmolzen und zu neuen Wafern verarbeitet. Von den intakten Zellen werden die Frontkontakte, die Antireflex- und die n-dotierte Schicht chemisch entfernt. Aus den gewonnenen Recycling-Wafern entstehen neue Solarzellen (Abb. 54). Dank neuer Fertigungstechnologien können diese sogar höhere Wirkungsgrade als

T5: Zusammensetzung von PV-Modulen nach Masse [6] gewichtetes Standardmodul kristallines Silizium (Glas-Folien-Aufbau) Glas

Rahmen

EVA

Zellen

Rückseitenfolie

Kontaktdose

Masse/Leistung

62,7 %

22,0 %

7,5 %

4,0 %

2,5 %

1,2 %

103,6 kg/kWp

Dünnschichtmodule (Glas-Glas-Aufbau) Glas

Rahmen

EVA

chemische Elemente

Rückseitenfolie

Kontaktdose

Masse/Leistung

74,53 %

20,4 %

3,5 %

0,1 %

0,0 %

1,1 %

285,2 kg/kWp

32

die ursprünglichen Solarzellen aufweisen und zu neuwertigen Modulen verbaut werden. Ein Demonstrationsprojekt aus dem Jahr 2005 verhalf dem ersten deutschen PV-Kraftwerk, das von 1983 bis 1989 auf der Nordseeinsel Pellworm Solarstrom produzierte (Abb. 52), zu einem zweiten Leben als Photovoltaikfassade mit voller Modulgarantie. Dünnschichtmodule sind ebenfalls recyclingfähig, jedoch ist die Trennung komplexer. Am besten schneiden amorphe Siliziummodule ab. In Säurebädern lösen sich die Silizium- und TCO-Schichten vom Glas. Aus beidem können neue Solarzellen mit gleicher Effizienz entstehen. Eine Alternative ohne Vorbehandlung stellt die direkte Verwendung der beschichteten Gläser als Zuschlagstoff für die Hohlglasschmelze dar. Die Qualität genügt für eine Wiederverwertung in Dämmstoffen für den Bau oder als Rohstoff für Glasflaschen [4]. Der größte Hersteller von Cadmiumtelluridmodulen unterhält ein Rücknahme- und Recyclingsystem für Altmodule aus eigener Produktion. Die Verbundgläser werden zunächst mechanisch zerkleinert, um dann die Halbleiterschicht von den Glasteilen abzulaugen. Das Glas wandert komplett ins Altglasrecycling. Dagegen wird die zurückgewonnene Halbleitermasse wegen der geringen Mengen derzeit noch für eine spätere Wiederverwendung in neuen Solarmodulen oder anderen Produkten eingelagert.

52 22 Jahre alter PV-Generator auf der Nordseeinsel Pellworm 53 Ofen zur thermischen Trennung der kristallinen Altmodule durch Verbrennen der Verbundfolien 54 recycelter Wafer. Der Wirkungsgrad der Zellen kommt dem aus Neuwafern hergestellten Zellen gleich. 55 Energierücklaufzeiten von PV-Anlagen unterschiedlicher Zelltechnologien auf dem Stand der Produktionstechnik von 2004/05 (kristallin) und 2006 (Dünnschicht) bei entsprechenden Modulwirkungsgraden in Prozent [5].

Solarstrom erzeugen und nutzen Ökologie

monokristallin 14,0%

Mitteleur. Südeuropa Mitteleuropa

polykristallin 13,2 %

Südeuropa Mitteleuropa

Bandsilizium 12,5 %

Südeuropa Mitteleuropa

CIS 11,5 %

Südeuropa

Wafer

Mitteleuropa

CdTe 9,0%

Rohsilizium Zellen Laminat

Südeuropa

Rahmen Mitteleuropa

amorphes Silizium 5,5 %

Südeuropa 0

55

1

2

Systemtechnik Gesamt

3 4 Energierücklaufzeit [Jahre]

Energiebilanz Ob die Nutzung der Photovoltaik trotz des hohen Energieaufwands für die Herstellung der Module zu einer Einsparung nicht regenerativer Primärenergie führt, zeigt die Energierücklaufzeit. Damit ist die Betriebsdauer gemeint, in der ein Energiesystem soviel nutzbare Energie liefert wie für die Herstellung seiner Komponenten notwendig war. Die energetische Amortisation hängt einerseits sehr stark von der Zelltechnologie und der Stromversorgung der Produktionsstätten ab, und andererseits von den Anlagenerträgen und vom Strommix im Netz, den der eingespeiste Solarstrom substituiert. Ersetzen gebäudeintegrierte PV-Module andere Bauteile, kann die eingesparte Herstellungsenergie als Gutschrift bewertet werden. Im Unterschied zu einstrahlungsoptimierten Dachanlagen liefern fassadenintegrierte PV-Module zwar weniger Ertrag, sind aber als multifunktionale Bauteile zu vielfältigen Energieeinsparungen in der Lage. Beispielsweise können sie als Verschattungselemente die Kühllast mindern. Wegen der energieintensiven Herstellung von Rohsilizium und der hohen Temperaturen bei der Waferproduktion erfordern kristalline Zellen den höchsten Energieeinsatz. Dabei spielt es auch eine Rolle, ob das Silizium beispielsweise aus Norwegen mit einem hohen Anteil an Strom aus Wasserkraft kommt, und ob Abfalloder Solarsilizium mit reduziertem Herstellungsaufwand verwendet wird. Dünnschichtmodule weisen trotz geringerer Energieausbeute eine bessere Bilanz auf, weil sie deutlich weniger Energie für die Zellherstellung benötigen und oft keinen Rahmen besitzen. Seit vielen Jahren haben verschiedene Studien die Energierücklaufzeiten von Photovoltaikanlagen untersucht. Mit heutiger Produktionstechnik amortisieren sich Anlagen mit kristalli-

nen Modulen in Mitteleuropa nach 2,5 bis gut drei Jahren energetisch, mit Dünnschichtmodulen sind es etwa zwei Jahre (Abb. 55). An südeuropäischen Standorten mit höherer Sonneneinstrahlung verkürzen sich die Zeitspannen auf etwa ein Jahr für die Dünnschichttechnik und 1,5 Jahre für (poly)kristalline Module. Während ihrer 30-jährigen Lebensdauer erzeugen heutige PV-Anlagen also zehnbis 30-mal so viel Energie wie sie verbrauchen. In den nächsten vier bis fünf Jahren ist durch verbesserte Produktionstechniken und Wirkungsgradsteigerungen eine weitere Reduzierung der Energierücklaufzeiten abzusehen. Dünnschichtmodule werden auch in Mitteleuropa Energierücklaufzeiten unter einem Jahr erreichen, während Nanosolarzellen gar eine Amortisation innerhalb eines Monats versprechen. Ressourcen und Schadstoffe Silizium als Grundstoff der meisten Solarzellen ist ungiftig und nahezu unbegrenzt verfügbar. Dagegen sind die Vorkommen von Elementen für alternative Zellmaterialien wie Indium und Tellur endlich. Die weitere Reduzierung des Materialbedarfs steht daher auch bei Dünnschichtzellen auf der Forschungsagenda. Viele Prozessschritte zur Herstellung von Solarzellen verwenden Chemikalien. Bei der Produktion von kristallinen Siliziumsolarzellen verbleiben umweltschädliche Stoffe in geschlossenen Kreisläufen [6]. Im fertigen Solarmodul enthalten lediglich die Lötverbindungen umweltschädliche Bestandteile, denn die meisten Hersteller verwenden nach wie vor bleihaltiges Lötzinn. In Dünnschichtmodulen mit CdTe- und CIS-Solarzellen kommen verschiedene toxische Stoffe zum Einsatz. Das Schwermetall Cadmium birgt in gasförmigem Zustand Umwelt- und Gesundheitsrisiken. Dieser tritt aber nur bei der Herstellung in

den vollkommen geschlossenen Produktionsanlagen auf. CdTe gefährdet bereits in geringsten Mengen das Trinkwasser. Jedoch ist selbst im Brandfall normalerweise keine Gefahr für Mensch und Umwelt zu befürchten, da Glas wesentlich früher schmilzt und das Schwermetall einschließt. Für eine Auslaugung deponierter oder gebrochener Module gibt es keine Anhaltspunkte [7]. Als kritisch gelten jedoch Brände mit hohen Temperaturen über 1000 °C. Cadmium fällt im ZinkBergbau als Abfallprodukt an. Die Weiterverarbeitung in Solarmodulen zeigt sich als ökologisch vorteilhaft, wenn eine umweltgerechte Entsorgung gewährleistet ist. Dabei enthält ein Quadratmeter CdTe-Modul weniger Cadmium als eine NiCd-Batterie der Größe C (Baby). CISModule weisen in der dünnen Pufferschicht aus CdS sehr viel weniger Cadmium auf. Alternative Materialien sind Gegenstand der Forschung. Einen weiteren problematischen Stoff in CIS-Modulen, Selen, ersetzen Technologien auf der Basis von Kupfer-Indium-Disulfid durch Schwefel. Der Selen- und Cadmiumgehalt von CIS-Modulen ist so gering, dass sie ebenso wie CdTe-Module auf Hausmülldeponien entsorgt werden könnten. Damit dies nicht passiert, steht die PV-Industrie in der Verantwortung, ein zuverlässiges Rücknahme- und Verwertungssystem aufzubauen, das eine Umweltgefährdung durch Altlasten verhindert und wertvolle Rohstoffe in den Stoff- und Energiekreislauf zurückführt.

Anmerkungen: [1] Haselhuhn et al. 2008, S. 4 – 8 [2] Häberlin 2007, S. 95 [3] Aulich 2007, S. 40 [4] Hagemann 2002, S. 175 [5] de Wild-Scholten 2008, Alsema et al. 2006, S. 2304f [6] Haselhuhn et al. 2008, S. 10 – 28f [7] Fthenakis 2004, S. 322

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Gestalten mit Photovoltaik

Die Photovoltaik (PV) und die Weltraumtechnik verbindet neben der parallelen Entwicklungsgeschichte ihr artifizielles Erscheinungsbild. Anwendungen im All beziehen ihr spezielles Aussehen aus einem extrem funktional und konstruktiv geprägten Gestaltungskonzept: Ein geringes Gewicht und ein kleines Packmaß für den Transport sowie auf den Aufenthalt im Weltall abgestimmte Formen und Materialien bestimmen ihr Erscheinungsbild. Vorwiegend synthetische, hybride und metallische Werkstoffe kommen zum Einsatz. Wo weder Gravitation noch Luftwiderstand existieren und man auch auf Nachbarn keine Rücksicht nehmen muss, entstehen Formen, die sich aus der Addition verschiedener funktionaler Bauteile ergeben und dennoch – oder gerade deswegen – als eine stimmige, harmonische Einheit erscheinen. Ein besonders auffälliges Merkmal der künstlichen Trabanten und Raumstationen bildet die PV-Technik: Wie die Blätter einer Pflanze öffnen sich die großflächigen, stark verzweigten Solarsegel an ihrem Ankunftsort und wenden sich selbsttätig dem Licht der Sonne zu (S. 36, Abb. 1, 2). Auf der Erde herrschen hingegen deutlich andere Bedingungen als im Weltraum. Neben den lokalen klimatischen Gegebenheiten und den verfügbaren Rohstoffen haben maßgeblich wirtschaftliche und kulturelle Einflüsse zur Herausbildung typischer Baustoffe, -techniken und -formen geführt. Der Einsatz nur geringfügig auf irdische Bedürfnisse angepasster PV-Technik in traditionellen, von Generationen geprägten Bauweisen führt in vielen Fällen zu gestalterisch unbefriedigenden Lösungen. Dass die Solarstromtechnik trotz ihrer offenkundigen Vorteile und substantieller finanzieller Förderung weit hinter ihren Anwendungsmöglichkeiten zurückbleibt und häufig nur auf geringe Akzeptanz stößt, liegt auch an ihren ästhetischen Eigenschaften.

Merkmale kristalliner PV Die kristalline Zelltechnologie prägt mit einem Anteil von knapp 90 % nicht nur den Markt, sondern auch die allgemeine Wahrnehmung der Bevölkerung in Bezug auf die Solarstromgewinnung. Eine Vielzahl von Negativbeispielen festigt die öffentliche Meinung und die in ihrer Zahl begrenzten Positivbeispiele sind zu wenig bekannt, um als Vorbilder wirken zu können. Die Ursachen für die gestalterischen Probleme lassen sich auf Konflikte in unterschiedlichen Maßstabsebenen zurückführen (S. 42, Abb. 21). Dabei kommt sowohl dem Verhältnis der PV-Technik zu anderen Bauteilen und zum Gebäude als auch der Beziehung des PV-bestückten Gebäudes zu seiner stadt- oder landschaftsräumlichen Umgebung eine besondere Bedeutung zu. Bei einem Solarpaneel handelt es sich um ein Verbundprodukt, das aus unterschiedlichen Basiserzeugnissen und Beschichtungen besteht. Da mehrere dieser Komponenten gleichzeitig sichtbar sind, fällt es schwer, von einer Materialästhetik zu sprechen. Vielmehr handelt es sich bei herkömmlicher Solartechnik um eine Produktästhetik, die sich in den vergangenen 50 Jahren herausgebildet hat. Es bestimmen vor allem die verwendeten Solarzellen und die Antireflexschicht das Aussehen der PV-Flächen: dunkelblau-violette bis anthrazit-schwarze Farbtöne herrschen vor. Jedoch erscheint die Grundfarbe nicht homogen, denn vor allem bei der polykristallinen Technik zeichnen sich einzelne, scharfkantig begrenzte, gezackte Bereiche ab, deren Farbwirkung bei wechselnden Lichtverhätnissen plötzlich kinegrammähnlich umspringt (S. 36, Abb. 3). Es entsteht allerdings keine Licht- und Schattenwirkung, denn die kristallinen Zellen sind nur hauchdünn und im Verhältnis zu den Wellenlängen des sichtbaren Lichts absolut eben. Zudem über35

Gestalten mit Photovoltaik Merkmale kristalliner PV

1

3

2

lagert ein perfekt regelmäßiges, gewöhnlich silbrig glänzendes Linienmuster aus Frontkontakten die Textur kristalliner Zellen. Diese weisen herstellungsbedingt eine üblicherweise vierfach-symmetrische oder kreisrunde, also eine sehr regelmäßige Außenform auf (siehe »Solarstrom erzeugen und nutzen«, S. 14f.). Die Einzelzellen ordnet man regelmäßig und möglichst dicht nebeneinander auf rechteckigen Paneelen zu einer Verschaltungsgruppe an. Zum Schutz vor mechanischen Beschädigungen der empfindlichen Zellen erhält das Paneel eine Deckschicht –

6. Nanotechnische Generierung

5. Hybride und Komposite Vernetzen, Legieren Laminieren

4. Synthetisierung Kondensieren, Polymerisieren Karbonisieren

3. Chemo-Physik, Umwandlung Zerkleinern, Schmelzen Brennen, Gießen

2. verformende Bearbeitung Schneiden, Behauen, Pressen

1. Rohstoffe der Urhütte

meistens aus Glas – und als Kantenschutz einen umlaufenden Rahmen. Die Anordnung der Paneele auf dem Dach erfolgt nun nach dem gleichen Schema: Zugunsten einer hohen Flächenausnutzung werden die Paneele möglichst dicht, regelmäßig, großflächig und in einer Ebene an exponierter Stelle angebracht. Die Gefahr der Monotonie ist die Folge. PV-Anlagen kennzeichnet auf den genannten Maßstabsebenen eine deutlich sichtbare Modularität und eine daraus folgende gerasterte Flächenauteilung. Ihre Bestandteile verhalten sich auf Mikro,

Verbundgläser, PV-Module Stahlbeton, Faserbeton Edelstähle, Legierungen Harzmörtel

Silikone

Tonziegel, Keramiken, Glas Mineralfasern Kalk, Zement, Asbest Eisen, Buntmetalle

Holzlaminate Fiberhölzer Harzlaminate

Zellulosekunststoffe Gummi

Spanholz Papier Kautschuk

Mischtextilien

Kaseinkunststoffe

niedermolekulare, mehrfunktionale, miscellare Reaktionsprodukte

Duro-, Thermoplaste Elastomere Karbonfasern

Schellack

Formziegel, Haustein

Schnittholz, Fasern

Wolle, Leder

Lehm, Bruchstein

Stammholz, Blattwerk, Harze

Horne, Milch, Felle

Teer

Gesteine und Erden

pflanzliche Rohstoffe

tierische Rohstoffe

Kohle, Gas und Erdöl

organische

Werkstoffe

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Unterschiede zu traditionellen Baustoffen und Produkten Die genannten Merkmale einer typischen Solarstromanlage unterscheiden sich in vielen Punkten grundlegend von denen traditioneller Baustoffe, Bauprodukte und Bauweisen, was eine harmonische Integration in ein Gebäude und letztendlich in das städtebauliche Gefüge oder die landschaftliche Umgebung erschwert.

Nanosolarzellen

anorganische

6

Meso- und Makroebene selbstähnlich – vergleichbar mit den Kunstfiguren fraktaler Mathematik.

Gestalten mit Photovoltaik Unterschiede zu traditionellen Baustoffen und Produkten

4

5

Der Einfluss der Materialien und ihrer Weiterverarbeitung Die Geschichte der Baustoffe lässt sich grob in verschiedene Entwicklungsstufen einteilen (Abb. 6). Ausgehend vom archaischen Hüttenbau, bei dem in der Umgebung natürlich vorhandene Rohstoffe direkt zum Einsatz kamen, entwickelte sich eine Vielzahl komplexer mechanischer und chemischer Bearbeitungsmöglichkeiten. Die traditionellen Baustoffe lassen sich gegen die modernen wohl im Bereich zwischen der »Chemo-Physikalischen Umwandlung« und der »Synthetisierung« grob gegeneinander abgrenzen. Glas – auch in Verbindung mit transparenten Zwischenschichten – nimmt in dieser Darstellung eine Sonderstellung ein, da es sich in mehrere Gruppen einfügt. Traditionelle Materialien genießen wegen ihrer vertrauten Haptik und ihrer bekannten ästhetischen Eigenschaften im Allgemeinen eine besondere Wertschätzung. Bei den PV-Produkten hingegen handelt es sich um hochgradig technisch geprägte Erzeugnisse, die ideale werkseitige Fertigungsbedingungen erfordern. PV-Elemente lassen sich wohl am passendsten in die fünfte Stufe der Grafik einordnen. Da mit zunehmender Vorfertigungstiefe eines Produkts die nachträglichen Bearbeitungmöglichkeiten abnehmen, scheidet eine bauseitige Modifizierung in den meisten Fällen aus: Die PV-Anlage wird auf der Baustelle nur noch montiert. Die solaraktive Ebene bleibt hinter einer Schutzschicht verborgen und wird so für den Betrachter buchstäblich unbegreifbar. Wenn sie fühlbar wäre, so handelte es sich um eine extrem dünne, glatte, metallisch wirkende Oberfläche. Farbwirkung In unterschiedlichen Farbmodellen setzen sich Farben aus verschiedenen Kompo-

nenten zusammen. Alle basieren aber auf dem grundlegenden Merkmal des Farbbzw. des Bunttons. Die Farbtöne traditioneller Materialien und Anstriche im Bauwesen sind geprägt vom gelbroten Bereich des Farbkreises. Bei ihnen spricht man im Hinblick auf ihre psychologische Wirkung von »warmen« Farbtönen. Die vorherrschenden Farben weisen eine relativ geringe Sättigung auf, sie wirken natürlich. Tendenziell helle Farben dominieren insbesondere opake Fassadenbereiche. Dunkle Flächen kommen in der Regel – mit Ausnahme der Fassadenverglasungen – auf geneigten, mit schwarzgrauen Tonziegeln oder Schiefer gedeckten Dächern als neutral-graue oder warme Farbtöne vor. Die sehr dunkle und farblich kalte PV bildet so mit den meisten Untergründen sowohl einen Farb- als auch einen Hell-Dunkel-Kontrast. Die Gebäudehülle und deren Solaranlage müssen sehr sorgfältig aufeinander abgestimmt werden, um einen harmonischen Farbklang zu erzielen. Textur Traditionelle Materialien weisen – sofern vorhanden – eine üblicherweise unregelmäßige Textur auf, da sich ihre natürliche Entstehungsgeschichte an der Oberfläche abbildet. Die PV-Module bestimmt hingegen ein geometrisches, regelmäßiges Muster. PV-Paneele und Fenster Durch das normalerweise eingesetzte Deckglas weisen PV-Module ein Reflexionsverhalten auf, das am ehesten dem von Fenstern entspricht, während traditionelle Fassaden einen hohen Anteil an opaken und diffusstreuenden Fläche aufweisen. Zusätzlich zum Glanz ähneln sich Fenster und PV hinsichtlich ihrer Größe und Helligkeit. Geschlossene Fenster stellen bei Tageslicht und aus einiger Entfernung von außen betrachtet häufig die

Bereiche mit den geringsten Leuchtdichten, also die am dunkelsten erscheinenden Flächen, dar. Durch diese Analogie zieht die PV-Anlage eine besondere Aufmerksamkeit auf sich, doch bietet sie dem Betrachter ungleich weniger Informationen – im Gegensatz zu Fenstern wirken die Solarpaneele blind. Architekten lassen Fassadenöffnungen meistens eine besondere gestalterische Aufmerksamkeit zukommen, da diese den wichtigsten Bezugspunkt der Gebäudenutzer mit dem Außenraum herstellen. Fenster gliedern die Fassade in der Fläche aber auch in der Tiefe, denn sie werden innerhalb von Lochfassaden meist nicht nur eingerückt sondern erlauben in gewissen Grenzen auch den Blick in das Innere des Raums. Das architektonische Mittel der Subtraktion erfordert gegenüber der Addition in der Regel einen höheren Planungsaufwand, den häufig ein ästhetischer Gewinn aufwiegt. PV-Module hingegen werden oft nur als äußerste Schicht auf die Gebäudehülle additiv angebracht. Dabei befinden sich benachbarte Paneele meist zu eng nebeneinander als dass sich über eine Schattenbildung in den Fugen eine Tiefenwirkung einstellen könnte. Das Montieren von PV-Elementen in Fassade oder Dach beeinflusst neben Farbe und Helligkeit auch den subjektiv wahrnehmbaren 1

PV-Technik in der Raumfahrt: Wie die Blätter einer Pflanze wenden sich die Solarpaneele der Sonne zu. Internationale Raumstation ISS im Juni 2008. 2 Die Weltraumtechnik bezieht ihr Erscheinungsbild aus aus einer funktionalen und additiven Konstruktionsweise. Neue, technische Materialien herrschen vor. Außenbordeinsatz an der ISS im September 2006 3 plötzliche Farbwechsel der Siliziumkristalle eines polykristallen Wafers bei minimalen Änderungen der Beleuchtungssituation 4, 5 Erst in der Innenansicht tritt das Zellbelegungsmuster des teiltransparenten Photovoltaik-Dachs dieser Feuerwache deutlich in Erscheinung. Feuerwache Houten (NL) 2000, Samyn and Partners 6 »Stammbaum der Werkstoffe«, nach Auer 1995

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Gestalten mit Photovoltaik Unterschiede zu traditionellen Baustoffen und Produkten

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Verglasungsanteil. Ein mit Solarpaneelen dicht bestücktes Gebäude wirkt wie ein Glashaus.

gen lassen den Außen- mit dem Innenraum optisch verschmelzen. Und die Gebäudehüllen künden nun nicht mehr vornehmlich von der gesellschaftlichen und wirtschaftlichen Stellung ihres Bauherrn sondern zunehmend von der inneren Nutzung und dem konstruktiven Aufbau des Gebäudes.

Das Alterungsverhalten Das Deckglas bei PV-Modulen könnte sich bei guter Pflege seine perfekte Oberfläche aufgrund seiner Härte und chemischen Resistenz über Jahrhunderte bewahren. Kunststoffe – wie die Verkapselungsfolien im Paneelverbund – behalten ihre Transparenz normalerweise zwar während ihrer Einsatzdauer, doch kann an freien oder beschädigten Glaskanten ein Delaminierungsprozess einsetzen. Dieser bewirkt im Außenbereich möglicherweise unschöne Verfärbungen, Schimmel und sogar Algenwuchs. Die Langzeiterfahrungen der vergleichsweise neuen Solarstromtechnik beschränken sich auf Anlagen der späten 1970er-Jahre. Da die Nutzungsdauer der PV-Module etwa 25 Jahre beträgt, orientieren sich die Leistungsgarantien der Hersteller häufig an dieser Zeitspanne. Wenn neue PVBauteile die gebrauchsuntauglichen ersetzen, bilden sie einen Kontrast zu den benachbarten, bereits gealterten Materialien. Im Gegensatz zu PV-Modulen gewinnen natürliche Materialien gewöhnlich mit der Zeit an Ausdruck und ästhetischer Qualität. Unregelmäßigkeiten in Textur und Relief treten deutlicher hervor und die Dicke eines massiven Bauteils wird sichtbar. Unterschiede in der Funktion: PV als Generator Auch losgelöst vom Material ergeben sich auf der Bedeutungsebene Besonderheiten. Traditionell dienen Gebäudehüllen zwei Funktionen: erstens der Trennung von Innen- und Außenraum und zweitens der Repräsentation. Beide Funktionen hat die Moderne etwas ausgedehnt: Trennen heißt nun öfter auch verbinden, denn großflächige Verglasun38

Die PV hingegen verkörpert zunächst erstmal nur sich selbst. Ihre ursprüngliche Funktion liegt einzig darin, Strom zu produzieren. Befindet sich für gewöhnlich bei technischen Geräten der Motor oder bei Tieren das Herz gut geschützt im Inneren

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des Körpers, so legt sich in der Photovoltaik der Generator als dünne, fast schutzlose und zerbrechliche Haut um das Gebäude. Dieser Einsatz steht damit in starkem Kontrast zu überlieferten Konstruktionsweisen. Ein Schlüssel, der die Tür zu einer höheren Akzeptanz gegenüber der gebäudegebundenen PV öffnet, liegt darin, der Solarstromtechnik weitere Funktionen als nur die der Stromgewinnung zuzuweisen. Erst wenn die Solartechnik sich als selbstverständliches Element der Gebäudehülle präsentiert und als solches verstanden wird, kann sie ihr gesamtes Potenzial entfalten.

Gestalten mit Photovoltaik PV und ihr Verhältnis zum Gebäude, PV im Stadt- und Landschaftsraum

Anpassungserfordernis Photovoltaik

Anpassungsfähigkeit Gebäudetyp Neubau

Bestand

Denkmal

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PV und ihr Verhältnis zum Gebäude Die typischen Einsatzgebiete der gebäudegebundenen PV lassen sich einerseits nach der Bauaufgabe und andererseits bezüglich ihres Einsatzorts am Gebäude einteilen. Bauaufgabe Hinsichtlich der Bauaufgabe können Maßnahmen unterschieden werden am • Neubau • Bestand • Baudenkmal Beim Entwurf eines Neubaus sind sehr viele gestalterische Freiheitsgrade vorhanden. Die PV-Anlage und das zugehörige Gebäude können aufeinander abgestimmt werden und so als eine Einheit in Erscheinung treten. Bei der nachträglichen Installation in ein Bestandsgebäude – beispielsweise im Zuge einer energetischen Sanierung – fällt eine Integration schon schwerer, denn Gebäude und PV können sich sowohl gestalterisch als auch konstruktiv nur bedingt aneinander anpassen. Allerdings kommt in Industrieländern, die gewöhnlich bereits stark bebaut sind, dieser Anwendungsart eine zunehmende Bedeutung zu. In dieser Dreiteilung stellt das Baudenkmal die anspruchvollste Aufgabe dar, denn hier muss die PV auf den Bestand eingehen (Abb. 9). Jedoch bieten gerade denkmalgeschützte Bauwerke trotz der gestalterischen Herausforderungen ansonsten oft sehr gute Bedingungen für eine PV-Installation, denn bei ihnen handelt es sich häufig um großmaßstäbliche Solitäre in exponierter Lage, die große, verschattungsarme und geneigte Dachflächen aufweisen. Kirchen z. B., deren Hauptschiff in der Regel in Ost-West-Richtung verläuft, bieten meist ideal ausgerichtete Südflächen. Verschiedene Forschungsprojekte untersuchen speziell die Integration von PV-Technik ins Baudenkmal auch mit dem Zweck, für diese anspruchsvolle

7, 8 Vorbildliche Gestaltung mit traditionellen und neuen Baustoffen: Die teiltransparenten Solarmodule fügen sich harmonisch in das ingenieursmäßig gefügte, großmaßstäbliche Holztragwerk ein. Innenansichten des Fassaden- und Dachbereichs, Fortbildungsakademie Mont-Cenis, Herne (D) 1999, Jourda Architectes, Hegger Hegger Schleiff Architekten 9 schematische Darstellung der Reaktion von Gebäude und PV-Technik aufeinander in Abhängigkeit von der Bauaufgabe 10 Ausgeprägte Hell-Dunkel- sowie Farbkontraste grenzen die verschiedenen Fassadenbauteile klar voneinander ab. Die fast schwarzen PVSchiebeläden beleben die Außenhaut dieses Verwaltungsgebäudes auf spielerische Weise. Wohnlage in Hard (A) 2003, Hermann Kaufmann, Werner Wertaschnigg 11 Photovoltaik am Baudenkmal, Evangelische Akademie Meißen (D) 2003, Pfau Architekten

Problematik entwickelte Produkte und Gestaltungsmethoden auf die beiden anderen Bauaufgaben anzuwenden. Installationsort Als Installationsorte für die gebäudegebundene Anwendung bieten sich drei Bereiche der Gebäudehülle an: • Dach • Fassade inklusive Brüstungsbereiche • Sonnenschutz Sind bisher hauptsächlich Dächer bestückt worden, so werden in Zukunft die Fassade und Sonnenschutzelemente als PV-Träger an Bedeutung gewinnen (siehe »Konstruieren und Integrieren«, S. 48ff.). PV im Stadt- und Landschaftsraum Die gebäudegebundene Photovoltaik steht nicht nur mit ihrem zugehörigen Bauwerk in Verbindung, sondern auch mit ihrer Umgebung: dem Stadt- oder Landschaftsraum. In diesem Maßstab kommt es für die Gestaltung darauf an, ob und unter welchen Bedingungen die PV-Anlagen in Erscheinung treten. Während selbst stark geneigte Dachflächen vom Straßenraum aus oft unsichtbar bleiben, dominieren sie häufig aus der Entfernung das Erscheinungsbild des Bauwerks. Besonders das veränderte Reflexions- 10 verhalten gegenüber traditionellen Dacheindeckungen wirkt sich hier besonders deutlich aus. Außerdem können Spiegelungen an Gebäuden unter besonderen Umständen die Verkehrssicherheit gefährden. Fassadenflächen bilden Stadträume und müssen sich daher insbesondere auf die Perspektive von Passanten, also einen relativ geringen Betrachtungsabstand, beziehen. Bei zusammengehörigen Gebäudeeinheiten stellt die Ensemblefähigkeit des PV-bestückten Bauwerks ein entscheidendes Gestaltungskriterium dar (Seite 40, Abb. 13). Solitäre genießen

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Gestalten mit Photovoltaik Entwurfsstrategien

Energie

Gestaltung

Konstruktion

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naturgemäß eine größere gestalterische Freiheit. Die fassadenintegrierte PV in städtebaulichen Dominanten – wie Hochhäusern – ist aber insbesondere auf die Fernwirkung des Gebäudes hin zu überprüfen (Abb. 14). Zudem muss der Entwurf bauordnungsrechtliche Vorgaben berücksichtigen, die Aussagen über die zulässige Art, Größe und Ausrichtung des zu planenden Bauwerks enthalten, sowie die Dachneigung vorgeben. Von der Stadt- oder Gemeinde erlassene Gestaltungssatzungen beschränken zwar häufig die zu verwendende Material- und Farbpalette, lassen aber oft Ausnahmen für Solaranlagen zu.

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12 Der Gebäudeentwurf als Symbiose aus gestalterischen, konstruktiven und energetischen Anforderungen 13 Ensemblewirkung: Der PV-bestückte Neubau fügt sich in das historische Stadtbild ein. Wohn-, Geschäftshaus, Unterseen (CH) 2000, Mario Campi 14 Imposante Fernwirkung: Dieses Getreidesilo trägt mit bis zu 102 m die weltweit höchste fassadenintegrierte Solaranlage. Schapfenmühle, Ulm (D) 2004, Seidel Architekten 15 PV und Landschaftsraum: Die Fassadengestaltung dieser Industrieanlage setzt auf farbliche und formale Annäherung an die umgebende Landschaft. Warmbandspaltanlage, Duisburg (D) 1962/2002, Cerny und Gunia 16 grundlegende Gestaltungskonzepte mit PV im Bauwesen 17 Wie ein dunkler Hohlspiegel prägen die dunkelgrauen Solarmodule die Fassade eines Forschungslabors. Ferdinand-Braun-Institut für Höchstfrequenztechnik, Berlin (D) 2007, msp Architekten 18 Gestalterisch und konstruktiv gelungene PV-Integration in das Dach eines Bestandsgebäudes aus den 1960er-Jahren. Die Solarpaneele weisen einen Transmissionsgrad von 10 % auf. Einfamilienhaus in Tiefenbronn bei Pforzheim (D) 2007, Architekturbüro Jost 19 Ein ganzes Band an Fensterläden bestimmt das Erscheinungsbild dieses Studentenprojekts. Da sich die rot-bräunlichen amorphen Dünnschichtzellen, die auf den einzelnen Lamellen aufgebracht sind, der Farbe des umgebenden Holzes ähneln, erkennt man sie erst bei näherem Hinsehen. Solarhaus für den Wettbewerb »Solar Decathlon« des US-Energieministeriums in Washington D. C. (USA) 2007, TU Darmstadt

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15

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Entwurfsstrategien Die Photovoltaikindustrie befindet sich in einem grundsätzlichen Konflikt: Auf der einen Seite verlangt der Markt – nicht zuletzt wegen der jährlich sinkenden Einspeisevergütungen über das Erneuerbare-Energien-Gesetz – nach Kosteneinsparungen der PV-Anlagen bezogen auf ihre Leistung. Dies wird durch zunehmende Effizienz bei Produktion und Montage sowie steigende Wirkungsgrade erreicht. Gerade die Wirtschaftlichkeit nachhaltiger Energiegewinnung und das energetische Amortisationsverhalten der zugehörigen Produktionsanlagen stellen die entscheidenden Verkaufsargumente dar und bilden die Grundlage für die gesellschaftliche Akzeptanz und Nutzung. Außerdem stehen die alternativen Energien in Konkurrenz zu den herkömmlichen Stromgewinnungsmethoden, deren Bezugspreise die durch sie verursachten externen Kosten nicht beinhalten. Andererseits muss die Photovoltaikindustrie neue Anwendungsfelder erschließen, was jedoch die aufwendige und kostenintensive Entwicklung neuer Verfahren und Sonderlösungen erfordert. Nachfolgende Entwurfsstrategien bei gebäudegebundener PV-Technik können beobachtet werden. Es ist zu berücksichtigen, dass mit konstruktiver und gestalterischer Integration zunächst zwei grundverschiedene Dinge gemeint sind, die sich im Idealfall mit dem energetischen Konzept zu einem positiven Gesamtergebnis ergänzen (Abb. 12). Besetzen Unter dem Begriff »Besetzen« lassen sich solche Anlagen zusammenfassen, die ohne gestalterische Absicht dem Gebäude auf- oder vorgesetzt werden und deren einzige Aufgabe es ist, Strom zu produzieren. Sie können nachträglich an bestehende Gebäude angefügt oder

Gestalten mit Photovoltaik Gestaltungsmöglichkeiten

Gestaltungskonzepte PV im Bauwesen

Besetzen

Dominieren

Einordnen

Unterordnen

Imitieren

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schon während der Entwurfphase konstruktiv und finanziell berücksichtigt worden sein. Sie benutzen das Gebäude nur als Träger und lassen sich ohne größeren konstruktiven Aufwand wieder demontieren. Falls sie vom öffentlichen Raum aus sichtbar angebracht sind, beeinträchtigen sie häufig das Erscheinungsbild des Gebäudes. Hier steht oft der finanzielle Gewinn, bisweilen ein ökologisches Bewusstsein, jedoch nicht die ästhetische Wirkung im Vordergrund der Planung. Dominieren Wenn die Solartechnik den Entwurf eines Neubaus – also die Ausrichtung des Gebäudes zur Sonne, die Kubatur und die Ausbildung der Gebäudehülle – maßgeblich bestimmt, dann spricht man von einer »dominierenden« Gestaltung. In vielen Fällen steht die PV-Anlage in starkem Kontrast zur übrigen Gebäudehülle. Häufig handelt es sich hierbei um konstruktiv integrierte Lösungen, bei denen die Solarmodule auch Funktionen der Gebäudehülle übernehmen. Auch nachträglich installierte Anlagen können gut eingebunden sein und dennoch dominierend wirken, wenn die PV-Technik auf Grund ihrer Farbe, Form, Größe oder Anordnung das Erscheinungsbild des Bauwerks prägt. Einordnen Eine PV-Anlage, die sich einordnet, steht im Einklang mit ihrem Gebäude. Die Solaranlage und das Bauwerk stellen gleichberechtigte Partner eines symbiotischen Systems dar: Die Sonnenstrommodule liefern häufig nicht nur Energie zum Betrieb des Gebäudes, sondern übernehmen neben der gestalterischen weitere Funktionen der Gebäudehülle bezüglich des Wetter- oder Sonnenschutzes. Gerade diese Zusatzaufgaben lassen PV und Gebäude miteinander zu einer nur schwer trennbaren Einheit verschmelzen. Beide Aspekte sind so gut

aufeinander abgestimmt, dass das Ganze mehr ist als die Summe seiner Teile. Die PV-Anlage fügt sich im Idealfall nicht nur harmonisch ins Gebäude ein, sondern bereichert ihre Umgebung, den Stadtoder Landschaftsraum. Unterordnen Falls die Solarstromanlage aufgrund ihrer Form und Größe, ihrer Lage in Bezug zum Betrachter und zum Außenraum oder hinsichtlich ihrer Farbgebung kaum in Erscheinung tritt, dann ordnet sie sich unter. Das Gebäude selbst steht im Vordergrund. Bei diesem Entwurfsansatz 17 kann es sich gerade im Detail um ästhetisch sehr anspruchsvolle Lösungen handeln, die ihre Eleganz erst auf den zweiten Blick offenbaren (Abb. 19). Solche Lösungen eignen sich besonders gut für den Einsatz im denkmalgeschützten Bereich, denn sie verändern den Grundcharakter des Bestandsgebäudes nicht, grenzen Alt und Neu aber voneinander ab. Imitieren Die imitierende PV versucht traditionelle Bauteile formal zu kopieren, funktional zu ersetzen und zudem mit einer solaraktiven Schicht zu belegen. Häufig führen solche Ansätze zu eher wenig überzeugenden Ergebnissen, wie beispielsweise bei Solardachpfannen, da die Imitation selten so gut gelingt, dass der Unterschied zum Original nicht sichtbar wäre. Außerdem leugnet die imitierende Photovoltaik Herkunft und Zweck.

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Gestaltungsmöglichkeiten Das Ziel einer attraktiven architektonischen Gestaltung mit Photovoltaik liegt darin, diese harmonisch in ein Gebäude und in die Umgebung zu integrieren. Um die teils deutlichen Abweichungen von den Merkmalen traditioneller Baustoffe zu reduzieren, bemüht man sich vornehmlich bei opaken Anwendungen, der PV ein 19 41

Gestalten mit Photovoltaik Gestaltungsmöglichkeiten

20 Ebene

Einflussfaktoren und Randbedingungen

Merkmal

kristallin

Querschnitt

Dünnschicht Deckschicht Verkapselung Antireflexschicht Solarzelle Verkapselung Rückschicht

Materialfarbe Glanz Struktur sichtbare Schichttiefe

Substratschicht Solarzelle Verkapselung Rück- oder Deckschicht

Dünnschicht

Erscheinungsbild der gebäudegebundenen PV-Technik

Bauteil

kristallin

Zelle

Textur Lichttransmission

Größe

Oberflächen- Farb und Materialkombinationen Maßstab Proportionen Modularität Rhythmus Kubatur Plastizität

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Form

Anwendungsbereich

Transparenz

Krümmung

Plastizität

Rahmung/ Befestigung

Integrationsart

Ensemblefähigkeit Fernwirkung Dominantenbildung

Ensemble 21

Trennschnitte

Blindmodule

Gebäude Umgebung

Stadt- und Landschaft

Transparenz

Gestalt Vorfertigungsgrad Kombinationsfähigkeit Alterungsverhalten Produktfarbigkeit Dimension und Belegung

Generator

Kontakte

Blindzellen

Modul

Typ

Form

Stadt- und Landschaftsraum

Dominante, Solitär

Gestalten mit Photovoltaik Gestaltungsmöglichkeiten

Minimierung von Reflexionsverlusten

Reduzierung des Reflexionsgrads

AR-Schicht Glas 22

Solarzelle

homogeneres Erscheinungsbild zu verleihen, ihren Glanzgrad zu verringern, die Modularität aufzulösen, eine breitere Farbpalette herzustellen und sich dem Gebäudemaßstab anzupassen. Leider führen Abweichungen von ertragsoptimierten Standardprodukten in aller Regel zur Minderung der Energieausbeute sowie deutlich höheren Herstellungskosten und somit zu einer geringeren Rendite. Allerdings lassen hochtechnisierte, computergesteuerte Fertigungsanlagen zukünftig die Möglichkeit einer individuellen, kostengünstigen Vorfertigung erwarten. Bei konstruktiv integrierten Lösungen können die Ausgaben der Bauteile gutgeschrieben werden, die das PV-Element ersetzen. Dieser Sachverhalt dient besonders den Techniken – wie der Dünnschichttechnologie –, die zwar einen vergleichsweise geringen Wirkungsgrad, aber auch einen niedrigen flächenbezogener Preis aufweisen. Daher bieten sie sich gerade bei gebäudegebundenem Einsatz als wirtschaftlich sinnvolle Alternativen zu effizienteren, aber deutlich teureren Zellen an. Ertrag und Gestaltung müssen im Einzelfall sorgfältig gegeneinander abgewogen werden. Viele unterschiedliche Faktoren bestimmen das Erscheinungsbild einer PVAnlage. Die verschiedenen Einflussfaktoren werden im folgenden analog zu Abbildung 21 beschrieben. Querschnittsebene: Der Einfluss der Materialschichten Der Aufbau eines Solarmoduls besteht aus verschiedenen Schichten. Die nachstehende Gliederung erfolgt von der äußeren, sonnenzugewandten Seite aus nach innen. Frontglas Für die sonnenseitige Abdeckung der kristallinen PV-Zellen verwendet man

Lichtfallen-Effekt

Glas Solarzelle

23 a

b

üblicherweise Glas mit einem geringen Absorptionsgrad, damit möglichst viel Sonnenenergie die Solarzellen erreicht. Zur Herstellung dieses sogenannten Weißglases verwendet man eine Glasschmelze mit niedrigem Eisenoxidanteil. Daher ist auch die Grünfärbung gegenüber üblichem Floatglas deutlich vermindert (Abb. 24). Die höheren Kosten des Glases und die daraus resultierenden Preise der Paneele wiegt der bessere Wirkungsgrad auf. Getöntes Glas findet wegen des negativen Einflusses auf den Wirkungsgrad bei den recht teuren kristallinen Zellen in der Regel keine Ver24 wendung. In der Dünnschichttechnologie bieten eine farbige Tönung oder Bedruckung des Deckglases prinzipiell die einzige Möglichkeit, den Farbeindruck eines Paneels geringfügig zu variieren, da sich die sehr dunkle Zellmaterialfarbe nicht verändern lässt. In diesem Fall werden die Dünnschichtzellen auf die Rückschicht aufgebracht und mit dem getönten Frontglas versehen (siehe »Einführung«, S. 9, Abb. 8). Diese Technik wurde in mehreren Forschungsprojekten entwickelt und die entsprechenden Produkte sind derzeit nur auf Anfrage erhältlich. 25

Unmittelbar an der Grenzfläche zwischen Luft und Deckglas wird ein Teil der eintreffenden Sonnenstrahlung zurückgeworfen. Dieser Anteil beträgt bei üblichem Floatglas und senkrechtem Lichteinfall etwa 4 %. Bei den Reflexionen handelt es sich normalerweise um Spiegelungen, da die Oberfläche des Glases im Verhältnis zu den Wellenlängen des Lichts glatt ist (Abb. 23 a). Zur Beeinflussung der Rückstrahlung an der Deckschicht stehen prinzipiell zwei Möglichkeiten zur Auswahl (Abb. 22): Zum einen lässt sich der Anteil des reflektierten Lichts mittels Antireflexbeschichtungen verändern. Der solare Gewinn steht jedoch den Beschichtungs-

20 Balkonbrüstung mit PV-Modulen, Wohnhaus in Passail (A) 2007, Architekturbüro Kaltenegger 21 Merkmale des Erscheinungsbilds der PV; Einflussfaktoren und Randbedingungen 22 prinzipielle Möglichkeiten zur Minimierung von Reflexionsverlusten 23 schematische Darstellung der Reflexionsarten in Abhängigkeit von der Oberflächenbeschaffenheit a spiegelnde Reflexion b diffuse Reflexion 24 Typisches Floatglas weist aufgrund seines Eisenoxidanteils einen Grünstich auf (links). Für die PV-Technik kommt hauptsächlich Weißglas zum Einsatz, um den Wirkungsgrad des Moduls zu erhöhen (rechts). 25 Oberflächenstruktur für die PV-Nutzung optimierten Ornamentglases

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Gestalten mit Photovoltaik Gestaltungsmöglichkeiten

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kosten und der Empfindlichkeit dieser optischen Vergütung gegenüber. Deshalb setzt man diesen Überzug in der Regel nur bei sehr effizienten und teuren Zellen ein. Zum anderen lässt sich die Qualität der zurückgeworfenen Strahlung über die Rauigkeit der Glasoberfläche steuern. Speziell für die PV-Technik entwickeltes Ornamentglas erhält eine makroskopische Oberflächenstruktur, die nach dem Prinzip der Mehfachreflexion als »Lichtfalle« wirkt. Die Lichttransmissionswerte betragen bis zu 91,5 % im Vergleich zu etwa 90 % bei nicht strukturierten Weißgläsern gleicher Dicke. Die Strukturgläser dieser Art wirken gebrochen-spiegelnd jedoch nicht matt. Gestalterisch gewünschte diffuse Reflexionen (S. 43, Abb. 23 b), die zu einem matten Erscheinungsbild führen, lassen sich prinzipiell mit den subtraktiven Verfahren Sandstrahlen und Ätzen erreichen. Da die Ergebnisse allerdings den Wirkungsgrad eines Moduls nicht erhöhen und zudem das Selbstreinigungsverhalten des Glases beeinträchtigen, kommt Mattglas in der Regel nicht zum Einsatz. Eine Veränderung der Rückseite des Deckglases ist nicht nötig, da hier ein Verbund mit dem Verkapselungsmaterial

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erfolgt, das eine dem Glas ähnliche Brechungszahl aufweist, und daher an dieser Stelle – wenn überhaupt – nur sehr geringe Reflexionen entstehen. Solarzelltyp Monokristalline Zellen ohne Antireflexschicht wirken grau und homogen. Mit dieser Schicht entsteht ein dunkelblau bis schwarzer Farbeindruck. Das charakteristische Merkmal der polykristallinen Zellen hingegen ist ihre Eisblumenstruktur, deren Ausprägung je nach Hersteller variiert. Ihre Zellfarbe ohne Antireflexschicht erscheint silbriggrau (Abb. 26) – mit dieser Schicht hingegen dunkelblauviolett. Die Dünnschichttechnologie liefert eine äußerst homogene Struktur und je nach Typ dunkelgrau-schwarze, rotbraune oder blauviolette Farbeindrücke. Verkapselung Das Verkapselungsmaterial aus EVA oder PVB sollte wie das Deckglas einen hohen Transmissionsgrad aufweisen und daher neutral transparent sein. Bei dieser Schicht wird normalerweise keine Gestaltung vorgenommen. Um die Flächen zwischen den Zellen zu färben, eignet sich der Zellhintergrund besser.

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Antireflexbeschichtung Auf mono- oder polykristalline Solarzellen bringt man gewöhnlich Antireflexbeschichtungen auf, um die Verluste durch Reflexionen an der Zelloberseite zu vermindern. Bei diesem Überzug handelt es sich um eine transparente Dünnschicht aus Siliziumnitrit. Bei auf den Ertrag hin optimierter Schichtdicke erhalten die Solarzellen ihren charakteristischen dunkelblau-violetten Farbton. Eine Variation der Schichtdicke hat eine Änderung des Farbeindrucks zur Folge. Diesen Effekt macht man sich gezielt zu Nutze, um farbige Solarpaneele herzustellen (Abb. 27). Allerdings mindern Abweichungen von der idealen Schichtdicke den Wirkungsgrad der Solarzelle. Grundsätzlich gilt: je heller die PV-Farbe, desto geringer der Wirkungsgrad. Eine unauffällige PV-Integration innerhalb heller Fassadenbereiche ist daher nur bedingt möglich. Zellhintergrund Der Zellhintergrund wird in den Zellzwischenräumen und im Randbereich eines Moduls als Verbundmaterial und/oder Rückschicht sichtbar. Bei opaken kristallinen Paneelen besteht er standardmäßig aus einer weißen Folie. Um ein einheit-

Gestalten mit Photovoltaik Gestaltungsmöglichkeiten

26 Ohne Antireflexschicht wirken kristalline Solarzellen neutral grau, Zentrum für Umwelt-, Biound Energietechnologie, Berlin (D) 1998, Eisele + Fritz, Bott, Hilka, Begemann 27 Die Antireflexschichtdicke bestimmt die Farbwirkung der kristallinen Solarzellen. 28 Zellen lassen sich zu vielfältigen – jedoch meist sehr regelmäßigen – Mustern anordnen. Auswahl 29 teiltransparente PV-Fassade, Firmengebäude Tobias Grau, Rellingen (D) 2001, BRT Architekten 30 Muster verschiedener Solarmodule. Zur Vergleichbarkeit der Farb- und Reflexwirkungen wurden alle Bilder mit den selben Einstellungen aufgenommen und eine matt-weiße Kugel eingespiegelt. a Zellhintergrund und Rahmen können die Zellen betonen (links) oder tarnen (rechts). b typisches Erscheinungsbild der Vorderseiten von kristallinen (links) und Dünnschichtzellen (rechts) c Rückseiten von kristallinen (links) und Dünnschichtzellen (rechts)

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licheres Erscheinungsbild eines Moduls zu erreichen, setzt man auf die Zellfarbe abgestimmte Folien ein. Jedoch steigt bei dunkleren Zwischenschichten aufgrund ihrer höheren Lichtabsorption in der Regel die Modultemperatur, was wiederum den Wirkunsgrad verringert. Die gewählte Färbung des Zellhintergrunds kann sich auch in Hinblick auf die Fernwirkung – beispielsweise bei Dachinstallationen – mit den Solarzellen optisch zur Wunschfarbe vermischen. Zudem lassen sich inhomogene Texturen mittels Bedruckung erzeugen. Bei teiltransparenten PV-Anwendungen wählt man in der Regel Glas als Rückschicht, um die Lichtdurchlässigkeit in den Zellzwischenräumen zu gewährleisten und die Modulrückseite vor mechanischen Beschädigungen zu schützen (siehe S. 46f.).

ßen der Aufwand für das Anbringen der Zellkontake. Kreisrunde Zellen führen zu einer geringeren Belegungsdichte; bei teiltransparenter Nutzung kommen sie aber besonders zur Geltung. Der entscheidende gestalterische Vorteil der Dünnschichttechnologie gegenüber der kristallinen Technik liegt darin, dass die einzelnen Zellen – als durchgängige Beschichtungen auf das Substrat aufgetragen – einen sehr flächigen und homogenen Eindruck erzeugen. Einzig die Zellkontakte zeigen sich als sehr feine Linien. Sie bilden ein Muster, ähnlich dem eines Nadelstreifenstoffes, das ab einem Betrachtungsabstand von wenigen Metern mit den Zellen optisch verschmilzt (Abb. 30 b). Die Dicke der Linien liegt etwa im Bereich zwischen 0,05 und 0,5 mm. Einen Vergleich bietet die Strichstärke der Modulumrandungen in Abb. 28 mit 0,08 mm.

Zellebene Zellform- und größe Bei den kristallinen Wafern handelt es sich um mehrfach symmetrische Formen von etwa 10 bis 15 cm Kantenlänge bzw. Durchmessern von ca. 12,5 bis 15 cm. Diese Rohlinge lassen sich teilen und zu vielfältigen Mustern anordnen (Abb. 28). Allerdings wächst bei kleineren Zellgrö-

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wusst gestaltet werden. Hierbei muss man allerdings in der Regel mit Ertragseinbußen gegenüber einer optimierten Anordnung rechnen. Es gibt Speziallösungen, die die Sammelleiter mittels Klebefolien farblich der Zellfarbe angleichen, um das Erscheinungsbild des Moduls zu vereinheitlichen. Zudem besteht in Einzelfällen die Möglichkeit, Sammelstreifen auf der Zellrückseite weiterzuführen. Rückkontakte Die Rückkontakte können flächenintensiver als die Frontkontakte aufgebracht werden, da die Sonne die Rückseite in der Regel nicht bescheint. Falls die sonnenabgewandte Fläche unsichtbar bleibt, kann man auf eine Gestaltung der Rückkontakte verzichten. Wenn sie sichtbar sind, kann man sie zur Gestaltung heranziehen, da die Lichtdurchlässigkeit keine Rolle spielt. Die Rückseiten kristalliner Zellen wirken mittelgrau matt, die der Dünnschichtzellen silbrig glänzend (Abb. 30 c).

Frontkontakte Auf der Sonnenseite der kristallinen Zellen befinden sich standardmäßig silbrig glänzende Frontkontakte, die als meist parallele, fein verzweigte Linien grafische Muster bilden. Diese können herstellerbedingt voneinander abweichen und be-

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Modulebene Modulgröße Die Anordnung der Solarzellen in Paneelen zu sogenannten PV-Modulen beeinflusst das Erscheinungsbild der Photovol-

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Gestalten mit Photovoltaik Transparenz

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taik erheblich. Während einzelne Solarzellen aus größerer Entfernung kaum noch zu erkennen sind, dominieren die Module mit ihren typischen Abmessungen im Bereich von 0,80 ≈ 1,60 m sowohl den Nah- als auch den Fernbereich. Verschiedene Hersteller bieten Solarmodule an, die sich in die Maßstäblichkeit ihres Einsatzorts einfügen. So gibt es Paneele, deren Außenmaße sich an Dachpfannen orientieren und daher gestalterisch gut integriert werden können. Silberfarben eloxierte Aluminiumprofile rahmen üblicherweise jedes Modul und verstärken die Modularität aufgrund des Helligkeitskontrasts zu den dunklen Zellen. Auch hier kann man versuchen, die Rasterung und den Materialmix weniger auffällig zu gestalten, indem man Zellhintergrund und Rahmen der Zellfarbe angleicht (S. 45, Abb. 30 a). Wenn der Rahmen allerdings ganz weggelassen wird, liegt die empfindliche Glaskante frei und birgt Risiken für den Schichtverbund. 31 Der Transparenzgrad eines Moduls mit kristallinen Zellen lässt sich auf unterschiedliche Weise einstellen: Ein grobes Raster ensteht durch den Zwischenraum der einzelnen Zellen, ein feineres durch Aussparungen innerhalb der Zellen selbst (links). Laser verleihen teiltransparenten Dünnschichtzellen ein noch zarteres Netz, das sich insbesondere für den Nahbereich empfiehlt (rechts). 32 Innenansicht einer teiltransparenten Fassade mit kristallinen Zellen. Das relativ grobe Muster entsteht durch die Anordnung der Zellen in der Fläche. Büro- und Fertigungsgebäude in Kassel (D) 2002, Hegger Hegger Schleiff 33 Innenansicht einer Fassade mit teiltransparenten Dünnschichtzellen. Bereits ab einer geringen Distanz verschmilzt das feine Lochmuster zu einem Grauschleier. Das Schattenbild wirkt im Innenraum nur wenig störend. 34 Teiltransparente, gekrümmte Module dienen gleichzeitig als Sonnenschutz und Stromgenerator für diese Hamburger Barkasse. Elektrokatamaran »Alstersonne« 2000, Kopf Solardesign 35 Die geneigte Solarfassade sammelt Sonnenlicht und Regenwasser für die Nutzung des Gebäudes.Optic Centre St. Asaph (GB) 2004, Percy Thomas Partnership 36 Gebäude und Generator sind über die gleiche additive Architektursprache miteinander verbunden. itHouse in Californien, Pioneertown (USA) 2007, Taalman Koch

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Außerdem werden Befestigungen erforderlich, die das Paneel umgreifen, anoder durchbohren. Forschung und Industrie arbeiten derzeit an geklebten Halterungen, die das Solarpaneel rückseitig verdeckt fixieren. Modulform Die Modulform hängt von mehreren Faktoren ab: Zum einen von der wirtschaftlichen Herstellung und Ausnutzung der Paneele, also der Anordnung und Verschaltung der Zellen, und von den gängigen Lieferformen der Komponenten wie Glas, Rahmen und Befestigungsmittel. Zum anderen von der Handhabbarkeit bei Transport und Montage sowie der effizienten Anordnung der Module in der Fläche. Deswegen hat sich die Rechteckform als Standard herausgebildet. Hier sind Sonderformen möglich, besondere Geometrien der Paneele können jedoch zu einem komplizierteren Verschaltungskonzept führen und damit den Herstellungsaufwand eines Moduls erhöhen. Daher kann es wirtschaftlicher sein, einzelne Zellen nicht anzuschließen. Aus gestalterischen Gründen kann man diese sogenannten »Blindzellen« dennoch unverdrahtet platzieren oder ersatzweise aufdrucken. Biegung und Flexibilität Bei kristallinen Zellen ist die maximale Krümmung relativ stark begrenzt. Leicht gekrümmte warm- oder kaltverformte Module sind jedoch herstellbar. Bei kleineren Biegeradien oder für den Einsatz auf flexiblen Strukturen empfiehlt sich die Dünnschichttechnologie in einem Verbund aus weiteren flexiblen Materialien (siehe »Solarstrom erzeugen und nutzen«, S. 22 Abb. 31, 32). Transparenz Die Analogien von Fenstern und PV hinsichtlich Größe, Form, Helligkeit, Anwen-

dungsort und Materialwahl sind oben bereits beschrieben. Eine sowohl gestalterisch als auch konstruktiv gelungene Symbiose ergibt sich oft dort, wo zwar Tageslicht erwünscht ist, gleichzeitig aber ein Sonnenschutz vorgesehen werden muss. Hier kann eine integrierte PVSchicht das Sonnenlicht filtern, Schatten spenden und gleichzeitig Strom produzieren. Eine partielle Lichtdurchlässigkeit erreicht man bei kristalliner PV-Technik durch den Abstand der Zellen zueinander und /oder Aussparungen in den Zellen selbst (Abb. 31). Dies führt zu einem relativ groben Punktraster (Abb. 32) und somit im Inneren bisweilen zu einer kontrastreichen Licht- und Schattenwirkung. Eine transluzente Zwischenschicht kann diesen Effekt abmildern, wenn auf klare Durchsicht verzichtet werden kann. Ein feineres Raster ist mit der Dünnschichtzelle möglich: Hier können Laser aus der Solarschicht kleinere, kreisrunde, rauten- oder streifenförmige Bereiche entfernen, deren Flächenanteile zu den opaken Zellbereichen den Transparenzgrad des Paneels bestimmen (Abb. 31). Bei teilransparenten Anwendungen sinkt der Wirkungsgrad der PV bezogen auf die Gesamtfläche des Moduls proportional mit ihrem Transparenzgrad. Gestaltungspotenziale Die derzeit erhältlichen PV-Produkte für den gebäudegebundenen Einsatz basieren in der Regel auf fertig konfektionierten Modulen als Verbundprodukte aus unterschiedlichen Materialien. Es bieten sich zwei grundlegende Wege an, mit dieser Technik umzugehen: Zum einen die bewusste Inszenierung der Modularität. Die ganze Bandbreite an Ausdrucksmöglichkeiten der Module in Bezug auf Form, Farbe, Lichtdurchlässigkeit und Anordnung der Zellen kann sich an der Gebäudehaut zu großflächigen und groß-

Gestalten mit Photovoltaik Transparenz

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maßstäblichen, reizvollen Mustern ergänzen. Auf diese Weise umhüllen schillernde PV-Flächen das Gebäude mit einem energetischen Kleid. Für solche Konzepte wünscht man sich ein breiteres Farbspektrum mit planbaren und zuverlässig reproduzierbaren Farben. Im Gegensatz dazu erfordern manche Bauaufgaben kleinmaßstäbliche, farblich unaufdringliche, homogen texturierte Elemente. Diese lassen sich am besten mit der Dünnschichttechnologie erreichen, die jedoch besonders stark an Standardgrößen gebunden ist – was wiederum die Modularität verstärkt.

Vielleicht wird man sich in Zukunft vom Solarpaneel als konstruktiver Einheit lösen können. Auf diese Weise erhielte die PV-Schicht eine eigenständige Qualität, die nicht mehr durch die Oberfläche des Deckglases beeinflusst wird. Im Labor existieren bereits organische Zellen, die in Zukunft möglicherweise als Anstriche, Lacke oder mittels Tintenstrahldruckern auf unterschiedliche – auch raue – Untergründe aufgebracht werden können, um die Gestaltungsmöglichkeiten und die Einsatzbereiche gebäudegebundener Phovoltaik zu erweitern.

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Konstruieren und Integrieren

Die Nutzung von Photovoltaik (PV) ist im Bauwesen prinzipiell in allen Bereichen der Gebäudehülle möglich, die einer direkten Sonneneinstrahlung ausgesetzt sind. Als Einsatzbereiche fungieren derzeit Dach, Fassade und Sonnenschutzelemente. Auf konstruktiver Ebene lassen sich prinzipiell drei unterschiedliche Konzepte der Einbindung von solaren Energiesystemen unterscheiden: • Addition • Substitution • Integration (Abb. 1) Dabei gilt es, im gleichen Maße, die konstruktiven, energetischen sowie die gestalterischen Aspekte zu berücksichtigen und auf den gesamten Gebäudeentwurf abzustimmen. Neben der solaren Stromerzeugung können PV-Anlagen weitere Gebäudefunktionen wie Witterungsschutz, Wärmeschutz Sonnenschutz, Blendschutz und Sichtschutz übernehmen. Häufig erfolgt die Anwendung von Photovoltaik-Anlagen additiv auf oder vor die bestehende Gebäudehülle – vielmals in Form der sogenannten Aufdach-Montage. Dabei werden Solarpaneele nachträglich auf einer bestehende Dachkonstruktion installiert. Da in diesem Fall die Module keinen Witterungsschutz über-

nehmen, ist eine vollfunktionsfähige, separate Dachhaut notwendig. Bei der Addition ist besonders darauf zu achten, dass die Anlage nicht als störender Fremdkörper wirkt. In der Praxis sind die gebauten Lösungen jedoch oftmals konstruktiv und insbesondere gestalterisch unbefriedigend (siehe »Gestalten mit Photovoltaik«, S. 35). Bei der »Substitution« ersetzt das Solarmodul einzelne Elemente der Gebäudehülle und übernimmt teilweise deren Funktionen. Beispielsweise kann eine PV-Anlage vor der Außenwand in Form einer Kaltfassade als Witterungsschutz fungieren. Ziel der baulichen Einbindung sollte eine möglichst weitgehende gestalterische und konstruktive Integration (lat.: Herstellung eines Ganzen, Zusammenschluss, Vereinigung) sein. Bei der vollständigen Gebäudeintegration bildet das PV-Modul komplette Fassaden- oder Dachelemente und übernimmt all deren Funktionen wie Wetter-, Wärme-, Sonnen- und Schallschutz. Das PV-Modul wird zur Gebäudehülle – beispielweise in Form eines Isolierglasverbunds. Jedoch steigt mit der Integration des PV-Elements in eine Warmfassade auch die Modultemperatur, sodass sich der Wirkungsgrad der eingesetzten Zellen reduziert.

Konstruktive Einbindung

Addition

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unterschiedliche Möglichkeiten der konstruktiven Einbindung von Photovoltaik ins Gebäude

Substitution

Integration

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Konstruieren und Integrieren Konstruieren mit Photovoltaik

Konstruieren mit Photovoltaik Der Baustoff Glas ist Hauptbestandteil gebräuchlicher PV-Module und aus konstruktiver Sicht das bestimmende Material. Aus diesem Grund ist der Einsatz von PV deutlich vom Glasbau geprägt. Die Ausnahme bilden flexible PV-Zellen, die ausschließlich in Kunststoffen eingebettet sind. Die Verwendung des Materials Glas im PV-Bereich setzt die Kenntnis der baustoffspezifischen Eigenschaften voraus. Bei Glas handelt es sich um ein sehr sprödes Material, das anfällig auf lokale Spannungsspitzen reagiert. Bei ungestörtem Gefüge und einer unbeschädigten Oberfläche besitzt der Baustoff eine sehr hohe mechanische Festigkeit. Bei Herstellung, Transport und Einbau von PV-Modulen kann es jedoch zu Beschädigungen wie Kratzern, Kerben oder Kantenausbrüchen kommen, sodass sich die ausnutzbare gegenüber der theoretischen Festigkeit deutlich vermindert. Da Glas zudem keine Plastizitätsreserven besitzt, kennzeichnet den spröden Baustoff ein plötzliches Bruchversagen. Zusätzlich entsteht eine weitere Gefahr durch scharfkantige Splitter. Um das

Risiko von Sprödbrüchen zu reduzieren, sollten Materialien gleicher oder höherer Härte nicht mit Glas in Kontakt kommen. Elastische und weiche Kunststoffe, Gießharze sowie Klebstoffe eignen sich sehr gut als Lagerungsmaterialien. Thermische Beanspruchungen stellen zudem bei den solarabsorbierenden PV-Modulen eine erhöhte Belastung für den Baustoff Glas dar. Grundsätzlich dürfen innerhalb einer Glasscheibe keine großen Temperaturdifferenzen auftreten. Die statische Dimensionierung der Stärken erfolgt nach der Biegezugfestigkeit der verwendeten Glassorten – die Druckfestigkeit von Glas liegt weit höher und wird in der Regel nicht voll ausgelastet. Innerhalb der genannten Einsatzbereiche der Photovoltaik haben sich typische Unteranwendungen herausgebildet (Abb. 2). Die mittlerweile gebräuchlichen Begriffe leiten sich vom wesentlichen konstruktiven Merkmal ab. Für alle Einbausituationen vereinfacht die Verwendung einer geregelten Bauart nach den Eingeführten Technischen Baubestimmungen (ETB) den Genehmigungsaufwand erheblich. Weicht eine Konstruktion we-

sentlich von den Vorgaben dieser Regelungen ab, so sind gesonderte Zulassungs- und Zustimmungsvefahren notwendig (siehe »Technische Regeln und Baurecht«, S. 73). Die Einbausituation »Dach« unterscheidet sich prinzipiell in Flachdächer und Schrägdächer. Addiert man die PV-Anlage zur bestehenden Hüllkonstruktion, spricht man von AufdachSystemen. Substituiert das PV-Modul die Dachhaut und erfüllt die Regensicherheit, bezeichnet man die Konstruktion als Indach-System. Im Fassadenbereich lassen sich die bestehenden Systeme nach ihren wärmetechnischen Eigenschaften in Kalt- und Warmfassaden unterteilen. Bei Warmfassaden handelt es sich um eine vollständige Integration. Die PV wird in einen Isolierglasaufbau eingebunden und kann damit sämtliche Fassadenfunktionen erfüllen. In Kaltfassaden kann die PV-Anlage sowohl additiv oder substituierend die Funktion als Witterungsschutz übernehmen. Sonnenschutzelemente stellen einen weiteren geeig2

Einbausituationen für PV im Gebäude mit den Haupteinsatzbereichen: Dach, Fassade und Sonnenschutzelemente

Einbausituation

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Dach

Flachdach

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Sonnenschutz

Feststehende Systeme

Schrägdach

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Kaltfassade

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Feststehende Lamellen

Bewegliche Systeme

Schiebeläden

Bewegliche Lamellen

Konstruieren und Integrieren Konstruieren mit Photovoltaik

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neten Anwendungsbereich für PV dar. Als feststehende Systeme schützen sie Gebäude und Nutzer vor Überhitzung und gewinnen gleichzeitig elektrischen Strom. Bewegliche Sonnenschutzsysteme passen sich adaptiv den Sonnenständen an und optimieren so ihren Energieertrag. Beim Konstruieren mit PV ist des Weiteren darauf zu achten, dass die Wahl der konstruktiven Einbindung – in direktem Zusammenhang mit der Gestaltung steht. Insbesondere im Fassadenbereich erfährt die PV eine verstärkte Wahrnehmung. Die Fassade der Turnhalle in Burgweinting (Abb. 8, siehe auch »Ausführungsbeispiele Photovoltaik«, S. 92f.) zeigt, wie die konstruktive Lösung das architektonische Fassadenkonzept und eine klare Formensprache unterstützt. Die Ausbildung der Pressleisten zur Befestigung der PV-Module führt zu einer horizontalen Gliederung der Fassade. Konstruktiv und gestalterisch ist hier die Gebäudeintegration gelungen. [1] Konstruktive Modulaufbauten Der Konstruktionsprozess beginnt mit der Auswahl eines geeigneten Modulaufbaus.

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Er ist abhängig von der Einbausituation und von der verwendeten Zelltechnologie. Je nach Einsatzbereich ergeben sich unterschiedliche baurechtliche Rahmenbedingungen, die entscheidenden Einfluss auf die konstruktive Ausbildung haben. Grundsätzlich erlauben alle Zelltechnologien die Herstellung von Solarmodulen mit oder ohne Rahmen. Für eine vollständige Gebäudeintegration besitzen rahmenlose PV-Module Vorteile, da sie ohne weitere Hilfskonstruktionen direkt mit der Unterkonstruktion verbunden werden. Abhängig von der Fertigungstechnologie kommen für die Modulherstellung sowohl Walzglas als auch Floatglas sowie Veredelungen wie Teilvorgespanntes Glas (TVG) oder Einscheibensicherheitsglas (ESG) zum Einsatz. Bei hohen Glasbelastungen und ungünstiger Wärmeentwicklung im Modul sind ESG-Scheiben aufgrund ihrer höheren Festigkeit vorteilhaft. Eine Ausnahme bilden PV-Module der Dünnschichttechnologie. Durch die hohen Temperaturen im Fertigungsprozess erfolgt die PV-Beschichtung in der Regel auf Floatglas, somit besteht zumindest die Substratscheibe aus einem nicht vorgespannten Glas. Existieren keine

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Anforderungen an den Wärmeschutz, finden folgende Modulaufbauten Verwendung: • Glas-Folien-Laminate (Abb. 3) • Glas-Glas-Laminate (Abb. 4) • Glas-Glas-Gießharztechnologie • Einbettung in Acrylglas • Solarmodule auf Metallbahnen eingebettet in Kunststofffolie Aus baurechtlicher Sicht gelten GlasGlas-Laminate nicht als Verbundsicherheitsglas (VSG), sondern als Verbundglas (VG). Der Wärmeschutz lässt sich mit PV-Isolierglasaufbauten erfüllen (Abb. 6). Hierbei erweitert ein weiteres Rückseitenglas das bestehende Modul. Durch die thermische Trennung werden die innen liegenden Scheiben im Isolierglasaufbau nicht übermäßig belastet, sodass man hierfür auch VSG aus thermisch empfindlichem, nicht vorgespannten Floatglas einsetzen kann (Abb. 7). Insbesondere für den Überkopfbereich wird nach den Technischen Regeln für die Verwendung von linienförmig gelagerten Verglasungen (TRLV) VSG aus Floatglas gefordert (siehe »Technische Regeln und Baurecht«, S. 77).

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Glas-Folien-Laminat Glas-Glas-Laminat Glas-Glas-Laminat mit VSG-Rückglas Glas-Glas-Laminat im Isolierglasaufbau Glas-Glas-Laminat im Isolierglasaufbau mit VSG-Rückglas Bestandteile der Abbildungen 3 – 7 a ESG-Scheibe b PV-Schicht mit Verbundfolie c Rückfolie d VSG-Scheibe e Scheibenzwischenraum f Floatglas 8 Fassade mit gebäudeintegrierten, teiltransparenten PV-Modulen. Die kristallinen Siliziumzellen dienen als Verschattungselement und sorgen für eine blendfreie Ausleuchtung des Innenraums mit Tageslicht. Der Mehrscheibenisolierglasaufbau mit einer Innenscheibe aus VSG ist ballwurfsicher ausgeführt und dient als Wärmeschutz. Turnhalle in Burgweinting (D) 2004, Hochbauamt Regensburg, Tobias Ruf

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Konstruieren und Integrieren Befestigung

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Befestigung Ist der konstruktive Modulaufbau festgelegt, erfolgt die Auswahl einer geeigneten Befestigungstechnik, die der Fixierung der PV-Module auf der Unter- bzw. Fassadenkonstruktion dient. Dabei spielen eine ausreichende Standsicherheit, der Korrosionsschutz sowie eine leichte Montage eine wichtige Rolle. Die Konstruktionen unterscheiden sich bei rahmenlosen und gerahmten Modulen. Für rahmenlose Module eignen sich prinzipiell die bekannten Verbindungstechniken bzw. die geregelten Bauarten des konstruktiven Glasbaus (Abb. 9). Dazu zählen: • linienförmige Lagerung nach den Technischen Regeln für die Verwendung von linienförmig gelagerten Verglasungen (TRLV) • punktförmige Lagerung nach den Technischen Regeln für die Bemessung und die Ausführung von punktförmig gelagerten Verglasungen (TRPV) • Fassaden-Befestigungen nach DIN 18516 »Außenwandbekleidungen, hinterlüftet«

liche Zulassung (AbZ) oder eine Europäische Technische Zulassung (ETZ) notwendig (siehe »Technische Regeln und Baurecht«, S. 73). In untergeordneten Gebäudebereichen kann der Einbau nach den allgemein anerkannten Regeln der Technik erfolgen. [2]

Gerahmte Module gehören zur linienförmigen Lagerung nach den TRLV und können relativ unproblematisch mit der Unterkonstruktion verschraubt oder verklemmt werden (Abb. 9 a). Insbesondere für aufgeständerte Dachanlagen und vorgehängte Fassaden stellt dies eine häufig ausgeführte Variante dar. Neben den genannten geregelten Bauarten bestehen weitere verbreitete Konstruktionen für die Befestigung von PV-Modulen: • Punkthalter mit durchbohrten Scheiben (Abb. 9 e) • Klebverbindungen (Abb. 9 d)

Die einfachste und am häufigsten verwendete linienförmige Lagerung des PVModuls erfolgt durch die Einfassung in einen Aluminium- oder seltener in einen Stahlrahmen (Abb. 12). Das Glas-Laminat wird in die Nut des Rahmenprofils eingesteckt und zusätzlich verklebt. Als Dichtung und zur Sicherstellung des Verbunds dient überwiegend Silikonklebstoff oder ein Klebeband. Die Verbindung des gerahmten Moduls mit der Unterkonstruktion lässt sich wiederum durch punktförmiges oder linienförmiges Klemmen, durch Einhängen oder Verschrauben relativ einfach herstellen (Abb. 12). Die linienförmige Befestigung rahmenloser PV-Module geschieht über Press- oder Glashalteleisten direkt auf die Unterkonstruktion. Die Profile zur Herstellung des

Für die Verwendung dieser Konstruktionen in einer baurechtlich relevanten Einbausituation ist eine Zustimmung im Einzelfall (ZiE), eine Allgemeine bauaufsicht52

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Linienförmige Lagerung Die linienförmige Lagerung eines PVModuls entsprechend den TRLV setzt das Einhalten einiger Randbedingungen voraus: Die Lagerung der Verglasung muss an mindestens zwei gegenüberliegenden Kanten und für alle Lastfälle wirksam erfolgen, wobei ein ausreichender Glaseinstand am Auflager einzuhalten ist. Eine drei- oder vierseitige Lagerung gilt auch als zulässig. Der Grenzwert für die Durchbiegung der Auflagerprofile liegt bei 1/200 der aufzulagernden Scheibenlänge, jedoch maximal bei 15 mm. Glas und harte Werkstoffen dürfen sich unter Last- und Temperatureinwirkungen nicht berühren, außerdem dürfen die Scheiben mittels geeigneter Maßnahmen nicht verrutschen.

Konstruieren und Integrieren Befestigung

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Anpressdrucks bestehen üblicherweise aus Aluminium, Stahl, Holz oder Kunststoff. Der Kontakt zwischen Glas und Unterkonstruktion bzw. Glas und Pressleiste erfolgt durch ein elastisches Dichtungsprofil. Beim vertikalen Einbau wird neben der Klemmbefestigung das Eigengewicht des PV-Moduls über eine Klotzung abgetragen. (Abb. 13, 14) Als typische Unterkonstruktionen bieten sich Pfosten-Riegel-Fassaden für die Integration von PV-Modulen im Vertikalbereich an. Nachteilig ist bei der umlaufenden linienförmigen Fassung die überstehende Kante. Sie führt zu unerwünschten Verschattungseffekten. Zusätzlich begünstigt sie die Ansammlung von Schmutz und erschwert das Abrutschen von Schnee, was letztendlich den Energieertrag reduziert. Je geringer die Neigung der Module im eingebauten Zustand ist, desto deutlicher zeigt sich dieser Effekt. Im Dachbereich sind PV-Module mit einseitig freier Kante wegen des höheren Selbstreinigungseffekts von Vorteil (siehe S. 54). Eine weitere Möglichkeit der linienförmigen Lagerung stellt eine umlaufende Verklebung der Module mit der Unterkonstruktion dar. Da die Tragkonstruktion unsichtbar hinter dem PV-Generator liegt, erlaubt diese Variante der Befestigung ein sehr homogenes und glattes Oberflächenbild (Abb. 11). Weitere Vorteile entstehen durch einen verbesserten Wärmeund Schallschutz. Jedoch bedingt der Einsatz von geklebten Glaskonstruktionen im Fassadenbereich eine ZiE oder ein AbZ. Die Herstellung und Prüfung der Klebung regelt die europäische Leitlinie für geklebte Glaskonstruktionen ETAG 002. In Deutschland muss nicht die Verklebung sondern eine Klotzung das Eigengewicht der Verglasung abtragen. Lediglich die Windlasten werden über die Klebung in die Unterkonstruktion eingeleitet. Zusätzlich ist eine mechanische Siche-

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rung der Glasscheiben ab acht Meter Höhe erforderlich, die ein Herausfallen des PV-Moduls verhindert (Abb. 10). Diese Aufgabe können umlaufende Randleisten, zusätzliche Punkthalterungen, eingeschliffene Agraffen oder auch Hinterschnittanker übernehmen. Anders als in Deutschland, ist in vielen europäischen Ländern ein Verzicht auf eine mechanische Sicherung üblich und zulässig. Als Klebstoffe haben sich einige Silikone im langjährigen Einsatz bewährt. Die Verwendung anderer Klebstoffe oder Abweichungen von zugelassen Bausystemen durch die PV erfordern eine Abstimmung mit den jeweiligen Landesbauaufsichten.

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prinzipielle Befestigungsmöglichkeiten für gerahmte und rahmenlose PV-Module a Verschraubung der Rahmen b lineare Klemmung c punktuelle Klammerung d Klebung e Bohrung 10 Befestigung von geklebten PV-Fassaden nach ETAG 002. Lastabtrag des Eigengewichts über mechanischen Träger. Abbildung rechts zuätzlich mechanisch gegen Windsog gesichert. a Klebung b Verklotzung c mechanischer Träger Eigengewicht d mechanische Sicherung 11 ebenes Fassadenbild durch Structural Sealant Glazing, Solarzentrum Freiburg (D) 1993, Hölken + Berghoff 12 Befestigung eines rahmenverschraubten PV-Moduls 13 linienförmig geklemmte Lagerung eines Glas-Glas-Laminats durch eine Pressleiste 14 Vertikalschnitt durch eine Pfosten-RiegelFassade mit PV-Modul im Isolierglasaufbau Bestandteile der Abbildungen 12 –14 a PV-Laminat b Rahmenklammer c Modulrahmen d Tragprofil e Dichtung f Pressleiste g Klotzung

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Konstruieren und Integrieren Befestigung

Punktförmige Halterungen Alternativ zur linienförmigen Lagerung können PV-Module auch punktuell befestigt werden. Punkthalterungen erlauben eine rahmenlose Verarbeitung von Solarmodulen und somit den Verzicht auf eine umlaufende Kante. Dadurch besitzt diese Halterungsart besondere Vorteile: Die punktförmigen Befestigungsmittel erzeugen nur eine geringe Eigenverschattung und Schmutzansammlung. Für die Anwendung eignen sich Glas-Glas-Laminate und Glas-Folien-Laminate in Standard- oder Spezialausführungen (siehe S. 51). Folgende Punkthalterungssysteme werden bei Solarmodulen verwendet: • Laminatklemmhalter in der Fuge • Klemmsysteme in den Modulecken • Clipsysteme in den Fugen • klassische Punkthalter in durchbohrten Glasscheiben mit versenktem oder aufgesetztem Kopf • Hinterschnittanker

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Einfache und weitverbreitete punktförmige Befestigungselemente stellen Laminatklemmhalter dar (Abb. 15, 16). Sie lagern das PV-Modul im Randbereich mit einem UV-beständigen Ethylen-Propylen-DienKautschuk (EPDM). Standardklemmen sind in der Lage, unterschiedliche Modulstärken zu halten und werden im Fugenbereich zwischen zwei Modulen angeordnet. Die Randmodule einer Reihe schließen mit einer analog konstruierten Endklemme ab. Für den senkrechten Einbau sind zusätzliche Abrutschsicherungen notwendig. Durch die einfache Bauweise ermöglichen Laminatklemmen eine schnelle Montage. Vorrangig eignen sich standardmäßige Laminatklemmhalter für die Befestigung von Freilandanlagen und aufgeständerten Dach-Modulen und sind nur bedingt für eine Fassadenintegration anwendbar. Da für punktförmig gelagerte Glasscheiben nach den TRPV ein VSG

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erforderlich ist, fallen übliche PV-Module aus diesem Regelungsbereich. Wenn das verwendete System auch die Anforderungen der DIN 18516 nicht erfüllt, ist ein zusätzliches Zulassungs- oder Genehmigungsverfahren notwendig. Die Anbieter solcher Systeme unterstützen jedoch in der Regel ein Genehmigungsverfahren und vereinfachen den Aufwand bei häufig verwendeten Produkten stark. Grundsätzlich sollte man sich aber auch bei PV-Elementen an die konstruktiven Empfehlungen der gennannten Regelwerke halten. Für Vertikal- und Überkopfverglasungen sind alle Glasscheiben ausschließlich durch mechanische Halterungen punktförmig formschlüssig zu lagern. Bei den Halterungen kann es sich um Tellerhalter handeln, die über einen Bolzen durch eine zylindrische Glasbohrung gehalten werden, oder um Randklemmhalter, die den Randbereich einer Verglasung U-förmig umschließen. Die Glaseinstandstiefe von Randklemmhaltern muss mindestens 25 mm betragen. Die erforderliche Klemmfläche je Halterung soll mindestens 1000 mm2 groß sein. Absturzsichernde, betretbare und begehbare punktförmig gelagerte Verglasungen sowie anderweitige Punkthalterungen sind in den TRPV nicht berücksichtigt. Hinterschnittanker ermöglichen eine unsichtbare und gleichzeitig mechanische Befestigung von PV-Modulen (Abb. 17). Durch eine zylindrokonische Bohrung auf der Rückseite ist keine vollständige Durchdringung der Scheibe notwendig. Die Bohrlochgeometrie erzeugt eine geringere Aufstandsfläche, die höhere Glasspannungen verursacht, sodass man für die Trägerscheibe ESG oder TVG einsetzen sollte. Das System besteht aus Konusbolzen, Spreizhülse, Kunststoffkappe, Ausgleichsscheibe, Haltemutter und ist aus Edelstahl gefertigt.

Konstruieren und Integrieren Einbausituation Dach

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Einbausituation Dach Der Dachbereich eignet sich bevorzugt für die Nutzung durch Photovoltaik. In Mitteleuropa erzielt eine südorientierte und 30° geneigte Modulfläche über das Jahr betrachtet den höchsten Energieertrag. Geringe Abweichungen der Orientierung ziehen lediglich sehr kleine Verluste nach sich. Auch bei Veränderung der Neigung reduzieren sich Erträge nur geringfügig. Selbst bei horizontalem Einbau im Dachbereich treten nur 10 % Ertragseinbußen gegenüber der idealen Ausrichtung auf. (siehe »Solarstrom erzeugen und nutzen« S. 12, Abb. 5) Bevorzugte Dachbereiche für PV-Anwendungen sind (Abb. 20): • Flachdächer • Schrägdächer • Sheddächer • Vordächer • Atriumüberdachungen Abhängig vom Winkel der Dachfläche unterscheidet man in verschiedene Dacharten (Abb. 19). Flachdächer weisen überwiegend eine Neigung von 5° bis 10° auf – nach der Fachrichtlinie des deutschen Dachdeckerhandwerks ist eine Mindestneigung von 2 % einzuhalten. In der Regel sind Flachdächer in drei Ausführungen möglich: Als Kaltdach mit einer hinterlüfteten Dachhaut, als Warmdach, also ohne Belüftung sowie als Umkehrdach mit einer Wärmedämmung oberhalb der Dachabdichtung. Ab einem Winkel von über 10° spricht man von flachgeneigten Dächern und bei mehr als 22° von Steildächern. Im Folgenden gelten Dächer zwischen 10° bis 80° zusammengefasst als Schrägdächer. Die Unterteilung bei 22° basiert auf der Mindestneigung der vorrangig verwendeten kleinteiligen Dacheindeckungen (Ziegel, Betonsteine oder Schieferplatten) zur Einhaltung der Regensicherheit. Für flachgeneigte Dächer kommen eher opake Metalleindeckungen oder transparente Glaselemente zum Einsatz.

Verglasungen bzw. PV-Glasmodule, welche mehr als 10° aus der vertikalen geneigt sind, gehören den Überkopfverglasungen an (siehe S. 61). Konstruktionen zwischen 80° und 90° sind dem Fassadenbereich zuzuordnen. PV-Module gelten in diesem Bereich als Vertikalverglasungen. Diese Einteilung in Vertikal- und Überkopfverglasung begründet sich aus den unterschiedlichen, vom Einbauwinkel abhängigen Lasten und Risiken.

90° 80° g

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Nach Art der konstruktiven Einbindung der Photovoltaik unterscheidet man im Dachbereich zwischen Aufdach- und Indach-Systemen. Bei Aufdach-Systemen erfolgt eine Aufständerung der PV-Module durch eine separate lastabtragende Unterkonstruktion. Dagegen ersetzen bei Indach-Systemen PV-Elemente die konventionelle Dachhaut. Eine entscheidende Rolle kommt der Einhaltung der Standsicherheit zu. PV-Anlagen müssen in ihren Einzelteilen und als Gesamtsystem standsicher sein. Die anzunehmenden Einwirkungen sind in der DIN 1055-1 definiert. Insbesondere bei bestehenden Dächern muss das Dachtragwerk in der Lage sein, die zusätzlichen Belastungen aufzunehmen und abzuleiten. 20

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15 punktförmige Befestigung von Glas-GlasLaminaten mittels Laminatklemmhaltern 16 Detailaufnahme eines Laminatklemmhalters 17 Hinterschnittanker mit zylindrokonischer Bohrung 18 Photovoltaik im Dachbereich, Flughafen München (D) 2002, Koch + Partner 19 Einteilung der Dachbereiche und Zuordnung der baurechtlichen Einbausituationen a Flachdach b flachgeneigtes Dach c Steildach d Fassade e Schrägdach f Überkopfverglasung g Vertikalverglasung 20 bevorzugte Dachbereiche für PV-Anwendungen a Schrägdach b Flachdach zur Aufständerung c Flachdach, als Dachabdichtung d Vordach e Atriumdach f Sheddach

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Konstruieren und Integrieren Einbausituation Dach

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Flachdach Flachdächer besitzen ein großes Flächenpotenzial und haben einige Vorteile bei der Planung. In der Regel bestehen gewisse Freiheiten bei der Wahl des Neigungswinkels und der Orientierung der PV-Module nach Süden. Die Dachabdichtung erfolgt in der Regel durch eine Entwässerungsebene mit bituminösen Bahnen oder Kunststofffolien. Jedoch sind diese Abdichtungen schadensanfällig und verlangen eine erhöhte Vorsicht – schon kleine Beschädigungen können zu Undichtigkeiten und Feuchteschäden führen. Eine Photovoltaik-Anlage auf dem Flachdach schränkt aber auch dessen Zugänglichkeit ein. Aus diesem Grund sollte schon vor dem Bau einer PVAnlage sichergestellt werden, dass die Funktionsfähigkeit des Dachs während der Nutzungsdauer der Anlage gewährleistet ist. PV-Module auf und in Dächern mit mechanischer Befestigung, die keine weiteren konstruktiven und sicherheitstechnischen Funktionen zu erfüllen haben, gelten als sonstige Bauprodukte. Sie haben keine sicherheitstechnische Bedeutung und benötigen deshalb keinen Verwendbarkeitsnachweis (siehe »Technische Regeln und Baurecht«, S. 73). Jedoch sind die Anforderungen der Landesbauordnungen hinsichtlich des Materials zu erfüllen. Konkret betrifft dies die Standsicherheit und den Brandschutz. Die PV-Anlage ist nach technischen Baubestimmungen zu bemessen und auszuführen. Insbesondere muss das Herabfallen von größeren Glasteilen verhindert werden. Aufdach-Systeme Die Aufdach-Montage stellt eine kostengünstige Installationsart dar und zählt dadurch zu den am häufigsten verwendeten Konstruktionsweisen. Die Solarmodule

werden mit einer Metallkonstruktion oberhalb der Dachabdichtung montiert. Für die Befestigung existiert auf dem Markt eine Vielzahl standardisierter Systeme, die sich grundsätzlich in freistehende Schwerlastverfahren und in festverbunde Verankerungssysteme unterteilen. Das »Schwerlastverfahren« bietet sich an, wenn die Dachkonstruktion genügend Tragreserven besitzt oder die Tragwerksplanung die PV-Anlage schon berücksichtigt hat. Bei diesem Verfahren erfolgt eine Verankerung an den Fußpunkten der Unterkonstruktion durch zusätzliche Gewichte, wie Betonplatten, Betonschwellen oder Kiesschüttungen. Eine Durchdringung der Dachabdichtung wird hierbei vermieden. Ist bereits eine Kiesschüttung zum Schutz der Abdichtung vorhanden, sollte diese als Auflast fungieren. Als Gegengewicht zu abhebenden Windkräften dienen mit Kies befüllte Trapezbleche oder Wannensysteme (Abb. 21, 23 a). Besitzt die Dachkonstruktion eine höhere Tragfähigkeit in linienförmigen Bereichen, sind Betonkonsolen günstiger (Abb. 23 b). Bei Flachkonstruktionen, die punktuell größere Lasten aufnehmen können, sind Betonplatten vorzuziehen (Abb. 23 c). Bautenschutzmatten sichern als Zwischenlage die Dachabdichtung gegenüber der scharfkantigen Unterkonstruktion. Falls das Schwerlastverfahren aus statischen Gründen ungeeignet ist, bieten sich fest verbundene Verankerungssysteme an. Bei diesen Systemen ist meist eine Modulreihe auf einer bauseitig errichteten Unterkonstruktion aus Querträgern (oftmals ein Tägerrost-System) befestigt, das wiederum auf einer Reihe an Einzelstützen ruht. Diese durchdringen die Dachhaut und sind fest mit der Dachkonstruktion verbunden (Abb. 22). Entscheidende Bedeutung bekommt hierbei die Abstimmung des Rasters der Solaran-

Konstruieren und Integrieren Einbausituation Dach

Modulabstand

Sonnenhöchststand am 21.12., 12 Uhr

γ

Mo

b

Höhe h

te

rei

lb du

Modulneigungswinkel β Modulabstand =

h tan γ (21.12., 12 Uhr)

, h = sin β · b

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lage mit den günstigen Einbindungspunkten zum Dachtragwerk. Unterträger müssen die beiden definierten Systeme von Rasterpunkten statisch-baukonstruktiv verbinden. Führen die solartechnischen Vorgaben zu unangemessenen Unterkonstruktionen, ist die Anordnung der Solarmodule zugunsten eines sinnvollen Verankerungssystems zu korrigieren. Neben der Ausbildung der unterschiedlichen Trägerlagen der Unterkonstruktion für die Ableitung der Kräfte, müssen Lasteineinleitungspunkte besonders beachtet werden. Schon die Planung sollte ein Minimum an Durchstoßpunkten vorsehen und gesonderte Maßnahmen zur Abdichtung berücksichtigen. Grundsätzlich eignen sich geschlossene Profilquerschnitte (Rohr- und Rechteckquerschnitte) besser als offene Walzprofile (Doppel-T-Profile, U-Profile). An einem Rohrquerschnitt kann eine Eindichtungsmanschette gut anschließen, die damit eine dauerhafte Dachabdichtung gewährleistet. [3] Sowohl beim Schwerlast- als auch im Verankerungsverfahren erfolgt eine reihenförmige Anordnung der Module. Um eine gegenseitige Verschattung zu vermindern, müssen zwischen den Reihen Abstände bestehen. Der erforderliche Reihenabstand ist abhängig von der Modulbreite, vom Aufstellwinkel und vom tiefsten Sonnenstand bei dem keine Verschattung eintreten soll. Als sogenannter Abschattungswinkel hat sich bei der Planung der Zenitwinkel der Sonne am 21. Dezember bewährt. Dieser Winkel variiert für Deutschland je nach Breitengrad zwischen 12° und 19°. Vereinfacht kann man von einem Mittelwert von 15° ausgehen. Somit ergibt sich als Faustformel bei einem idealen Aufstellwinkel von 30° die 3-fache Modulbreite als Modulabstand (Abb. 24). Es muss somit mehr Dachfläche zur Verfügung stehen, als Modulfläche aufgestellt werden kann. [4]

Indach-Systeme Indach-Systeme ermöglichen konstruktiv integrierte Lösungen für Flachdächer. Infolge des flachen Neigungswinkels, der höheren Modultemperaturen und der schlechten Selbstreinigung fallen geringere Stromerträge an, die jedoch das geringere Gewicht und ein reduzierter Montageaufwand kompensieren. Im Wesentlichen existieren zwei Technologien für Indach-Systeme im Flachdachbereich: Kunststoffdachbahnen mit flexiblen PV-Zellen und PV-Module als Umkehrdach (Abb. 25, 26). PV-Kunststoffdachbahnen bieten ein geeignetes System für den Neubau und die Sanierung. Die multifunktionalen Laminate bilden einen wetterfesten Abschluss flachgeneigter Dächer und ersetzen die konventionelle Abdichtung. Dünnschicht-Solarmodule aus amorphem Silizium (a-Si) werden hierfür auf Kunststoffbahnen laminiert. Durch ein extrem geringes Eigenwicht sind sie auch für Dächer mit geringen Tragreserven geeignet. Die verwendeten Solarzellen sind für einen flachen Einstrahlwinkel optimiert und besitzen zusätzlich ein gutes Temperaturverhalten, sodass der Einsatz in einem Kaltdach oder Warmdachaufbau möglich ist. Die flexiblen Zellen ermöglichen außerdem eine gute Anpassung an verschiedene Formen, beispielsweise an leicht gekrümmte Tonnendächer.

21 Schwerlastverankerung durch Kiesschüttung auf Trapezblechen. Das Verfahren umgeht eine Durchdringung der Dachhaut. 22 Durchstoßpunkt der Dachhaut mit einem günstigen Rohrquerschnitt 23 schematische Darstellung der unterschiedlichen Schwerlastverfahren a kiesbefülltes Trapezblech b Betonkonsolen c Betonplatten 24 Berechnung der Modulabstände für die Reihenaufstellung auf dem Flachdach. Der sich aus dem Abschattungswinkel ergebende Modulabstand minimiert die gegenseitige Verschattung. 25 Dachbahn mit flexiblen PV-Modulen für Umsetzung von Indach-Systemen im Flachdachbereich. Die Bahnen dienen als Ersatz für die konventionelle Dachabdichtung. 26 PV-Dachbahnen im eingebauten Zustand

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Dachintegrierte Systeme als Umkehrdach kombinieren die PV-Technologie mit einer Wärmedämmung. Die Sicherung gegen Windsog erfolgt durch eine Nut- und Federverbindung sowie durch schwere Randbleche. Große Modulabmessungen begünstigen die Stabilität. Jedoch sind ab einer Einbauhöhe von 20 m zusätzliche Befestigungen notwendig. Des Weiteren stört die Wärmedämmschicht die Hinterlüftung des Moduls. 26 57

Konstruieren und Integrieren Einbausituation Dach

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Schrägdach Gegenüber Flachdächern gibt der Dachwinkel bei schrägen Dächern die Ausrichtung und die Neigung der PV-Module durch die Dachfläche vor. Bei günstiger Südausrichtung bilden Schrägdächer die ertragreichste Fläche der Gebäudehülle zur Einbindung von PV. Durch diesen Sachverhalt existieren auf dem Markt eine Vielzahl unterschiedlicher Befestigungssysteme für Neubau und Bestand. Auch nicht optimal orientierte Südost- oder Südwest-Dächer sind noch geeignet (siehe »Solarstrom erzeugen und nutzen« S. 12, Abb. 5). Dachgauben oder Installationen, welche die Dachhaut durchdringen, wirken ertragsmindernd, wenn sie die PV-Anlage verschatten. Traditionelle Dachstühle bieten in der Regel ausreichende Tragreserven für die nachträgliche Installation einer PV-Anlage. Im Zweifelsfall und bei grenzwertig ausgelegten Dächern sollte ein Tragwerksplaner die Statik prüfen. Analog zum Flachdach lässt sich die Einbindung von PVAnlagen im Schrägdach in zwei Konstruktionsprinzipien unterteilen: in additive Aufdach-Systeme und in integrierte Indach-Systeme. Aufdach-Systeme Die Aufdach-Montage erfolgt mit einer Metallunterkonstruktion oberhalb der bestehenden Dachhaut. In diesem Fall ist für den Witterungsschutz eine voll funktionsfähige separate Dacheindeckung notwendig. Schienensysteme aus Aluminium oder Edelstahl ermöglichen eine schnelle Montage und befreien die Lage der Elemente vom Raster des Dachtragwerks. Durch den geringen Montageaufwand sind Aufdach-Systeme in der Regel die kostengünstigste Variante für eine nachträgliche Installation auf bestehenden Dächern. Die meist gute Hinterlüftung fördert zusätzlich den Wirkungsgrad der PV-Module. Das eigentliche Montagesys- 27 58

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tem von Aufdach-Konstruktionen besteht aus drei Hauptkomponenten: der Dachbefestigung, den Tragschienen und der Modulbefestigung. Die Verbindung der Tragschienen mit der Dachkonstruktion erfolgt durch: • Dachhaken (Abb. 28, 29) • modifizierte Befestigungsziegel • Falzdachklammern (Abb. 30) • Befestigungskonsolen (Abb. 31) • Stockschrauben (Abb. 32) Die Auswahl des Elements richtet sich nach der Dachkonstruktion und der Dacheindeckung. Der Markt bietet sparrenabhängige und -unabhängige Lösungen. Dachhaken kommen bei kleinteiligen Eindeckungen, wie Tonziegeln, Betondachsteinen oder Schiefer zum Einsatz (Abb. 28, 29). Die Hakenkonstruktion wird

fest mit der Dachkonstruktion verschraubt und dient als Abschlusspunkt für das Schienensystem. Die Verankerungselemente können oftmals unvermeidliche Maßtoleranzen zwischen den präzise geformten PV-Modulen und der Dachkonstruktion ausgleichen. Viele Dachziegelhersteller bieten mittlerweile Sonderziegel aus Kunststoff oder Metall für die Befestigung von PV-Anlagen an – ähnlich wie für Laufstege oder Schneefanggitter. Diese Ziegel ermöglichen eine sparrenunabhängige Befestigung, müssen sich aber in den Verband einordnen. Dadurch entfällt das Bearbeiten von Dachziegeln und die Regendichtigkeit bleibt uneingeschränkt erhalten. Nachteilig wirkt jedoch, dass diese Verankerungselemente gegenüber sparrenabhängigen Lösungen weniger belastbar sind.

Konstruieren und Integrieren Einbausituation Dach

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Für Steildächer oder flachgeneigte Dächer mit einer tragfähigen Metalleindeckung können Falzklemmen oder Schellen die Befestigung der Tragschienen übernehmen. Bei handwerklich gefertigten oder industriell hergestellten Stehfalzdächern kommen spezielle Klemmen im Bereich der Falze zum Einsatz (Abb. 30). Auch für Trapezbleche existieren gesonderte Schellen zur Befestigung, die mit Hilfe von selbstbohrenden Schrauben befestigt werden und als Verankerungspunkte für die Unterkonstruktion dienen (Abb. 31). Eine weitere Möglichkeit bieten Stockschrauben, insbesondere für die Dachbefestigung bei Trapez- und Wellblechdächern, wobei die Montage eine Durchdringung der Dacheindeckung erfordert (Abb. 32). Bei der Montage presst sich eine integrierte Dichtscheibe auf die Bohrung und verschließt dadurch die Öffnung. Kontermuttern erlauben einen variablen Abstand der Tragschiene zum Dach. Dadurch ist gegenüber der vorgegebenen Dachneigung ein optimierter Anstellwinkel der Module zur Verbesserung des Ertrags und der Selbstreinigung möglich. Die handelsübliche Länge von Stockschrauben für die Befestigung von PV-Anlagen beträgt 300 mm. Neben den Dachbefestigungen sind die Tragschienen ein weiterer Hauptbestandteil von Aufdach-Systemen. Bei der Standard-Montage werden die PV-Module zwischen horizontal verlaufenden Tragprofilen angeordnet und an vier Punkten festgeklemmt oder geschraubt (Abb. 33 a). Je Modulreihe sind zwei Tragschienen erforderlich. Ihr Abstand richtet sich nach dem Maß der Dachlattung und den zulässigen Befestigungsabständen der PV-Module. Alternativ kann die Standardmontage auch mit waagerechten Modulen erfolgen. Hierbei verlaufen die Trägerprofile vertikal (Abb. 33 b). Dies ermöglicht in bestimmten Situationen, die Verschattungs-

verluste zu reduzieren. Bei einer temporären Verschattung der unteren Modulreihen fällt bei entsprechender Verschaltung eine geringere Fläche der Gesamtanlage aus. Falls die Dachkonstruktion ungünstige Anbindungspunkte vorgibt oder eine unebene Dachfläche vorhanden ist, bietet sich die sogenannte Kreuzmontage an. Dabei wird eine zweite, rechtwinklige Trägerlage unter den Hauptträgern angeordnet (Abb. 33 c). Ein höherer Materialaufwand ist die Folge. Jedoch reduzieren größer dimensionierte Unterträger die Anzahl der Befestigungspunkte. Unter Umständen kann bei Überschreitung der zulässigen Abstände eine Kreuzmontage aus statischen Gründen erforderlich sein. Des Weiteren ist ein zweilagiges System bei linear geklemmten oder eingelegten PV-Modulen notwendig, da die Modullänge genau mit dem Abstand der Tragprofile übereinstimmen muss. Analog zur Standardmontage lassen sich die Module hier auch im Querformat anordnen. Für die Befestigung der Module in Aufdach-Systemen können sämtliche bereits vorgestellte Techniken zum Einsatz kommen (siehe S. 52f.). Bei gerahmten Modulen eignen sich bevorzugt punktförmige Klemmungen. Linienförmig geklemmte, formschlüssig eingelegte bzw. eingehängte Module sind ebenfalls weit verbreitet.

27 PV-Module in Schrägdachmontage. Der Schrägdachbereich besitzt bei einer günstigen Ausrichtung ideale Bedingungen für die Nutzung durch Photovoltaik. 28 Dachhaken für Dachpfannen 29 Dachhaken für Biberschwanzziegel 30 Stehfalzklemmen 31 Trapezblechschelle mit selbstbohrenden Schrauben 32 Stockschraube 33 Aufdachmontage-System a Standard-Montage b Standard-Montage mit waagerechten Modulen c Kreuzmontage

33 a

b

c

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Konstruieren und Integrieren Einbausituation Dach

Indach-Systeme Bei der lndach-Montage ersetzen PV-Module die Dacheindeckung und übernehmen funktionale Aufgaben des Dachs. Nach den Regeln des Dachdeckerhandwerks hat ein dachintegriertes PV-System die Funktion der Regensicherheit zu gewährleisten. Den Nachweis muss in der Regel der Hersteller mittels experimenteller Versuche erbringen. Bei der Ausführung kann die Regensicherheit auf unterschiedliche Weise erreicht werden: Die Module überlappen sich nach dem Schindelprinzip oder liegen in einem Kunststoffgehäuse mit speziellen Abdeckleisten. Wenn die systemspezifische Mindestdachneigung von etwa 22° eingehalten ist, lässt sich die Regensicherheit mit fachgerechten Anschlüssen an die Dachdeckung oder an den Dachrand problemlos gewährleisten. In diesem Zusammenhang sei darauf hingewiesen, dass trotz Einhaltung der Regensicherheit eine zusätzliche Unterspannbahn – besser ein foliengedecktes Dach – erforderlich ist. Die Folie bildet eine zweite wasserführende Ebene und leitet Flugschnee, durch Winddruck eingetriebenes Wasser und Kondenswasser von der Laminat-Unterseite ab. Nach den gegenwärtigen Regelungen des Baurechts sind dachintegrierte PV-Systeme über die bestehenden Normen und technischen Regelwerke abgedeckt, sodass weder eine AbZ noch eine ZiE erforderlich sind. Eine Ausnahme bildet der Brandschutz. Abhängig von den Forderungen der jeweiligen Landesbauordnungen kann eine Einstufung als »harte Bedachung« erforderlich sein. Dieser Nachweis ist vom Hersteller zu erbringen, beispielsweise durch ein Allgemeines bauaufsichtliches Prüfzeugnis (AbP).

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Für die Dachintegration steht eine ständig wachsende Anzahl von Sondermodulen und speziellen Bausystemen zur Ver-

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fügung (Abb. 35). Diese reichen von kleinteiligen »Solardachziegeln« über gruppierte PV-Dachelemente bis zu großflächigen Modulen. Sie umfassen so gut wie alle Dacheindeckungsarten – von der Biberschwanzdeckung über Dachpfannen bis zu Schieferplatten. Bei Kleinmodulen vergrößert sich zwar der Montageund Verkabelungsaufwand, dafür sind qualifizierte Dachdecker aber in der Lage, komplizierte Dachflächen mit PV zu belegen. Außerdem lassen sich Solardachziegel gut mit konventionellen Dacheindeckungen kombinieren und sind in Bezug auf ihre funktionalen Eigenschaften gleichwertig. Aufgrund ihres hohen Verschaltungsaufwands existieren auch PV-Dachelemente, die mehrere Ziegel mit einer Tafel ersetzen (Abb. 34). Diese Elemente weisen den gleichen Randanschluss wie Ziegel auf und können damit problemlos in eine Ziegeldeckung integriert werden. Die Regendichtheit bleibt im Vergleich zur konventionellen Dacheindeckung vollständig erhalten. Eine größere Verbreitung finden IndachSysteme mit rahmenlosen oder gerahmten Standardmodulen. Diese Anlagen sind wesentlich kostengünstiger im Vergleich zu speziellen Solardachelementen. Hier stellen Profilsysteme mit Anpressleisten oder eine Überdeckung in Gefällerichtung die Regendichtheit her. Die Wasserführung erfolgt durch die schuppenartige Überlappung und/oder in Entwässerungskanälen im Profilsystem. Neben der Einhaltung von Überdeckungsregeln des Dachdeckerhandwerks und der Metallverarbeitung können je nach System zusätzliche Dichtprofile erforderlich sein. Große zusammenhängende Flächen benötigen eine ausreichende Hinterlüftung. Die Dachziegelindustrie empfiehlt in Anlehnung an die DIN 4108-3 mindestens 2 cm freie Höhe und einen Mindestlüftungsquerschnitt von

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200 cm2/m. Aus Ertragsaspekten sind größere Hinterlüftungsabmessungen sinnvoll, um die Modultemperatur möglichst gering zu halten. Eine weitere Möglichkeit für die Integration von PV im Schrägdachbereich bieten klassische Metalleindeckungen (Abb. 36). Dafür werden flexible Solarzellen aus amorphem Silizium allseitig mit Kunststoff ummantelt und auf Metallprofiltafeln auflaminiert. Aufgrund des geringen Zusatzgewichts entspricht die Befestigung der herkömmlichen Bauweise. Überkopfverglasung Wird PV im Dachbereich eingesetzt, liegt häufig eine baurechtlich besondere Einbausituation vor: die Überkopfverglasung. Dabei muss die Konstruktion den TRLV entsprechen. Anderfalls sind gesonderte Zustimmungs- und Zulassungsverfahren notwendig (siehe »Technische Regeln und Baurecht«, S. 77). Nach den TRLV muss für Überkopfverglasungen VSG aus nichtvorgespanntem Floatglas als untere Scheibe verwendet oder geeignete Maßnahmen gegen das Herunterfallen größerer Bruchstücke ergriffen werden. Nach den bautechnischen Bestimmungen gilt als geregeltes Bauprodukt nur ein VSG mit Polyvinyl-Butyral (PVB) als Zwischenfolien. Standardmodule erfüllen diese Anforderung nicht und benötigen gesonderte konstruktive Maßnahmen bei der Überkopfmontage. Im PV-Bereich wird vorrangig ESG verwendet und als Zwischenfolie EthylenVinyl-Acetat (EVA) eingesetzt (Siehe »Solarstrom erzeugen und nutzen«, S. 20). Ein VSG aus ESG ist wegen der ungenügenden Resttragfähigkeit durch das ungünstige Bruchbild nicht zulässig (Abb. 37). In der Praxis wird häufig auf ein VSG aus Teilvorgespanntem Glas (TVG) zurückgegriffen. Die Verwendung

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von TVG stellt einen Kompromiss zwischen der hohen Bruchfestigkeit von ESG und der vorteilhaften Bruchstruktur von Floatglas dar (Abb. 37). Momentan ist diese Bauart noch nicht geregelt, sodass gesonderte Zustimmungs- und Zulassungsverfahren notwendig sind. Bei einer Isolierverglasung kann ein weiteres Glas auf die Rückseite der Innenscheibe auflaminiert werden. Damit ist die Verwendung des geforderten nichtvorgespannten Floatglases für das VSG erfüllt. Atrien und Sheddächer Eine häufige Anwendung im Bereich der Überkopfverglasung stellt die Überdachung von Atrien und Innenhöfen dar (Abb. 38). Mit der Einbindung von PV-Modulen können hier die Solarzellen zusätzlich als Verschattungselemente dienen. Auf einen außenliegenden Sonnenschutz kann man dann eventuell verzichten. Über den Grad der Transmission lässt sich der Lichteinfall variieren. Diese Module sind auch vom Inneren des Gebäudes sichtbar und prägen vor allem über den Schattenwurf die Atmosphäre des Innenraums. Sheddach-Konstruktionen bieten sich für die konstruktive Lösung dieser Bauaufgabe im Neubau und Bestand an. Das Prinzip des Sheddachs besteht aus der Hintereinanderreihung von kleinen satteldachartigen Aufbauten. Die senkrechte oder schräg stehende nach Norden gerichtete Glasfläche dient zum Einlass von diffusem Nordlicht. Die geneigte Süddachfläche wird für die Energiegewinnung durch Photovoltaik genutzt. Bei vollverglasten Dächern findet ein fließender Übergang zum Sonnenschutz statt und die Steuerung der Transparenz gewinnt an Bedeutung. (siehe »Gestalten mit Photovoltaik«, S. 46). Teiltransparente Module können eine blendfreie Beleuchtung mit Tageslicht sicherstellen.

Vordächer Als Vordächer übernehmen Solarmodule gleichzeitig Regen- und Sonnenschutzfunktion. Rein formal sind Vordächer aus Glas ebenfalls Überkopfverglasungen. Bei allseitig linienförmig gelagerten Scheiben mit einer Fläche von kleiner als 1,6 m2 und geringer Installationshöhe kann von den Regelungen für Überkopfverglasungen abgewichen werden. Jedoch sollte im Voraus eine Abstimmung mit der zuständigen Baubehörde erfolgen. Für Systeme mit größeren Abmessungen existieren zahlreiche zugelassene Systeme. Die konstruktive Befestigung wird durch Punkthalter oder linienförmige Klemmungen ausgeführt. Besondere Bedeutung besitzt bei Vordachkonstruktionen die Windbeanspruchung. Druckund Sogkräfte erzeugen entgegengesetzte Belastungen und sind der Windzone, der Rauigkeit des Geländes, der Einbauhöhe und dem aerodynamischen Beiwert der Konstruktion abhängig. Ebenfalls eignen sich PV-Anwendungen für die Überdachung von Eingangsbereichen, Freiflächen oder Erschließungszonen. Hierbei bietet besonders eine Einbindung von Photovoltaik-Modulen in Membran- und Seilnetzkonstruktionen interessante gestalterische Möglichkeiten.

34 PV-Dachelemente als Ersatz für mehrere Dachziegel. Durch den hohen Verkabelungsaufwand spielen einzelne Solardachziegel auf dem Markt eine untergeordnete Rolle. 35 Dachintegrierte PV-Module. Derzeit bieten eine Reihe von Herstellern mehrere unterschiedliche Indach-Systeme an. 36 PV-Metalldach. Flexible PV-Module können marktübliche Metalleindeckungen ergänzen. 37 Bruchbildvergleich zwischen nichtvorgespanntem Floatglas und Einscheibensicherheitsglas (ESG). Unbehandeltes Floatglas erzeugt im Gegensatz zu ESG größere Bruchstücke, die sich wiederum günstig auf die Resttragfähigkeit auswirken. 38 Beispiel eines überdachten Innenhofs mit einer Überkopfverglasung, Gemeindehaus in Ludesch (A) 2006, Hermann Kaufmann 39 PV-Vordach für Verschattung und Regenschutz

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lichtern können hierbei teiltansparente Module zusätzlich abschattende wie auch lichtstreuende Aufgaben übernehmen. Ergänzen weitere Scheiben die PV-Module zu funktionalen Glasaufbauten, lassen sich auch wärmeschutz- und sicherheitstechnische Anforderungen erfüllen. Grundsätzlich bieten sich auch Doppeloder Elementfassaden für die Integration von PV an. Je nach Gestaltungskonzept sind vielfältige Möglichkeiten gegeben. Häufig bedingt der Einsatz von PV im Fassadenbereich die Anfertigung von Sondermodulen. Dies ist immer mit erhöhten Herstellungskosten verbunden, wel-

Einbausituation Fassade In der Vergangenheit waren Fassadenkonstruktionen aus energetischer Sicht in erster Linie passive Bauteile. Eine möglichst hohe Wärmedämmung sollte die Energieströme zwischen Innen- und Außenraum minimieren. Auch die Maximierung von solaren Gewinnen durch transparente Bauteile stellte eher eine passive Sonnennutzung dar. Durch die Photovoltaik ist man jedoch mittlerweile in der Lage, von der passiven Betrachtung zu einer energieaktiven Sichtweise überzugehen und das beträchtliche energetische Potenzial von Fassadenflächen zu nutzen. Die vertikalen Flächen sind zwar nicht ideal ausgerichtet und einstrahlungsbedingt mit Ertragseinbußen verbunden, jedoch kann die Übernahme zusätzlicher Fassaden-Funktionen diesen Nachteil kompensieren. Folgende Konstruktionen bzw. Bauweisen bieten sich für einen umfangreichen Einsatz von PV-Elementen im Fassadenbereich an und ermöglichen vielfältige Einsatzmöglichkeiten: • vorgehängte, hinterlüftete Fassaden • Pfosten-Riegel-Fassaden • Doppelfassaden • Elementfassaden Bevorzugt eignen sich südorientierte hinterlüftete Kaltfassaden für die PV-Nutzung. Hier substituiert das PV-Modul die Außenbekleidung und übernimmt den Witterungsschutz. Die restlichen Elemente, wie Wärmedämmung, Unterkonstruktion und Verankerung, bleiben gegenüber der konventionellen Ausführung unverändert (Abb. 40). Die Hinterlüftung der Konstruktion wirkt sich durch die geringeren Modultemperaturen positiv auf den Wirkungsgrad aus. Bei klassischen Pfosten-Riegel-Konstruktionen bieten sich vorrangig opake Bereiche, wie Brüstungsdecken- und Attikaelemente für die Integration von PV an. Im Bereich von Ober62

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che die Wirtschaftlichkeit der gesamten Anlage in Frage stellen können. Deshalb muss der Planer eine vorgesehene PVIntegration schon frühzeitig berücksichtigen und ggf. mit dem Entwurfsraster abgleichen. Des Weiteren besitzt im Fassadenbereich die optische Qualität der PV-Module eine entscheidende Bedeutung. Module in Dünnschichttechnologie sind durch ein wesentlich homogeneres Erscheinungsbild aus optischen Gründen vorteilhaft. PV-Hersteller bieten mittlerweile auch farbige Module an und vergrößern dadurch die Gestaltungsmöglichkeiten (siehe »Einführung«, S. 9).

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Vorgehängte hinterlüftete Fassade Mehrschichtige Außenwandkonstruktionen, bei denen die Funktion des Witterungsschutzes von der Wärmedämmung durch eine Luftschicht getrennt ist, bezeichnet man als vorgehängte hinterlüftete Fassade (VH-Fassade). In Kombination mit nachträglichen Wärmedämmmaßnahmen birgt die PV-VH-Fassade im Neubau wie in der Sanierung ein hohes Energieeinsparpotenzial und darüber hinaus eine energetische Aktivierung der Gebäudehülle. Die Bemessung und Konstruktion von VH-Fassaden ist in der DIN 18516 geregelt. Unabhängig von der geplanten Ausführung der Gebäudehülle sind Konstruktions- und Prüfgrundsätze in Teil 1 dieser Norm festgelegt. In Verbindung damit gilt Teil 4 für hinterlüftete Außenwandbekleidungen aus Einscheibensicherheitsglas (ESG-H). Nach der DIN 18516-1 setzt sich die Konstruktion zusammen aus: • Bekleidung • Unterkonstruktion • Verankerungselementen • Dämmstoffschicht • Ergänzungsteilen der Bekleidung Die Bekleidung, die äußere Schale der Konstruktion, dient dem Wetterschutz und der architektonischen Gestaltung. Die innenliegende tragende Außenwand übernimmt die statische Funktion und ist bei Bedarf wärmegedämmt. Zwischen den beiden Schalen befindet sich eine Luftschicht, die entstehendes Kondensat und Wasserdampf abführen kann. Aufgrund der Hinterlüftung ist diese Konstruktion sehr gut für die Aufnahme von PV-Elementen geeignet. Sie kann sich über die gesamte Fassadenfläche oder nur über die Brüstungsbereiche erstrecken. Da die PV-Module die dahinterliegende Wärmedämmung verbergen, kommen opake Glas-Folien-Laminate oder Glas-GlasLaminate zum Einsatz, deren Anschluss-

dose wie in den meisten Fällen üblich, auf der nicht sichtbaren Rückseite sitzt. Wie herkömmliche Fassadenbekleidungen, z. B. Platten oder Tafeln aus Faserzement, Keramik, Ziegel oder Metall werden sie mit metallischen Befestigungselementen an der Unterkonstruktion montiert. Die Fassadenelemente aus Glas sind grundsätzlich unabhängig voneinander zu befestigen, wobei die Lagerung linienförmig (zwei-, drei- oder allseitig) oder punktförmig geklemmt erfolgen kann. Nach den Vorgaben der DIN 18516-4 sind Verglasungen mit heißgelagertem Einscheibensicherheitsglas (ESG-H) auszuführen. Aus diesem Grund können PV-Module aus dem geregelten Bereich der Norm fallen, sodass die Zulässigkeit mit verantwortlichen Landesbaubehörden im Vorfeld abgeklärt werden sollte (siehe »Technische Regeln und Baurecht«, S. 75). Ebenfalls sind in Bohrungen sitzende Punkthalter gemäß Muster-Liste der Technischen Baubestimmungen (MLTB) nicht in dieser Norm geregelt. Generell sind für die Bemessung der Fassadenelemente Einwirkungen gemäß DIN 1055 aus Eigengewicht, Wind, Schnee und Eis sowie Sonderlasten zu berücksichtigen. Darüber hinausgehende Zusatzanforderungen werden aus DIN 18516-1 Abschnitt 5 entnommen. Beispielsweise kann die Außenwandbekleidung durch eine bestimmte Winddurchlässigkeit infolge offener Fugen die Windsoglast im Randbereich der Fassade reduzieren. Man muss ebenfalls beachten, dass sich Formen temperaturbedingt ändern können, sich das Bauwerk verformt und der Baugrund sich setzt. Die Nenndicke der Verglasung darf 6 mm nicht unterschreiten. Die Ausführung der Kanten muss mindestens gesäumt (KGS) sein. Die Gläser sind vor der Montage visuell auf Kantenverletzungen zu prüfen. Die Beschädigungen dürfen nicht tiefer als 15 %

40 Beispiel einer PV-Fassade mit gerahmten Dünnschichtmodulen 41 energieaktive Fassade, Feuerwache Heidelberg (D) 2007, Peter Kulka 42 punktförmige Klemmung von Glas-Glas-Laminaten 43 Detail einer punktfömigen Lagerung mit zugehöriger Unterkonstruktion

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richtig

falsch

a ≥1

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a b c d e f

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44 Auflagerung einer Verglasung durch Tragund Distanzklötzen a richtige Anordnung einer Verklotzung b richtige Anordnung einer Klotzbrücke c falsche Anordnung einer Verklotzung d falsche Anordnung bei profiliertem Untergrund 45 Beispiel einer PV-VH-Fassade mit nicht sichtbarer Befestigung durch eine Aggraffenhaltung a Deckglas b PV-Dünnschichtzelle c Substratglas d Trägerplatte e T-Profil f Wärmedämmung

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der Scheibendicke in das Glasvolumen hineinragen. Der Einbau von punktförmig gelagerten ESG ist ab einer Höhe von mehr als 8 m über Gelände durch eine bauaufsichtlich anerkannte Überwachungsstelle zu beaufsichtigen. Auf dem Markt werden mehrere PV-VHFassadensysteme nach DIN 18516 angeboten. Die Systeme sind in der Regel bauaufsichtlich zugelassen oder als geregelte Bauart nach DIN 18516 anerkannt. Die Systemanbieter kooperieren mit den PVHerstellern und vertreiben abgestimmte Komplettsysteme. Meist liegt eine Typenstatik vor, sodass keine separate statische Berechnung notwendig ist. Die Mehrheit der Fassadensysteme ist bis zu einer Fassadenhöhe von 100 m zulässig. Als Unterkonstruktion dienen leicht modifizierte Standardsysteme oder speziell für den PV-Bereich entwickelte Lösungen. Dadurch lassen sich die Systeme gut mit anderen Fassadenplatten kombinieren und ungünstige Fassadenseiten mit Blindpaneelen belegen. Als Befestigung werden üblicherweise punkt- oder linienförmige Klemmhalterungen verwendet. Mit einer Agraffenhalterung ist die verdeckte Befestigung an der Rückseite möglich – gegenüber konventionellen PV-Fassaden verschwindet der Glaseinstand (Abb. 45). Pfosten-Riegel-Fassade Die Pfosten-Riegel-Konstruktion besteht im Wesentlichen aus den senkrecht verlaufenden Pfosten, den horizontalen Riegeln und aus meist verglasten Füllelementen. Im Unterschied zur VH-Fassade erfüllt das Konstruktionsprinzip sämtliche Funktionen des Raumabschlusses einschließlich der Wärmedämmung in einer Schicht. Die Pfosten übernehmen den Hauptlastabtrag. Die Riegel fungieren als horizontale Aussteifung, zur Lastabtragung in die Pfosten und zur Ableitung von Kondenswasser. Als konstruktive Materialien kommen vor-

b

c ≥1mm

d

wiegend Stahl, Aluminium oder Holz zum Einsatz. Ausfachende Füllelemente, wie Verglasungen oder Paneele, werden schwimmend im Glasfalz befestigt. Diese konventionellen Füllelemente bieten sich für die Integration von PV-Modulen an. Aufgeschraubte Pressleisten halten sie analog zu ausfachenden Verglasungen. Der Einbau der Verglasung ist zwängungsfrei zu planen und durchzuführen. Der Glaseinstand bei allseitig linienförmiger Scheibenlagerung sollte mindestens 10 mm und bei zwei- oder dreiseitig linienförmiger Scheibenlagerung mindestens 15 mm betragen bzw. dem Maß der Glasdicke zuzüglich 1/500 der Stützweite entsprechen. Die sogenannte Verklotzung, mit Klotzelementen aus Kunststoff oder Hartholz, lagert die PV-Elemente (Abb. 44). Die 8 –10 cm langen Klötze sollten 2 mm breiter als das zu stützende PV-Modul sein und so dessen direkten Kontakt mit der Unterkonstruktion vermeiden. Eine Sonderbauweise innerhalb der Pfosten-Riegel-Konstruktionen sind Structural-Sealant-Glazing-Fassaden (SSG-Fassaden, siehe S. 53). Im Unterschied zur geklemmten Ausführung erfolgt hier die Befestigung der Gläser bzw. PV-Module nicht über eine Pressleiste, sondern über eine lastabtragende Klebung aus Silikon. Die Module werden ohne sichtbare Verbindungen auf einen Adapterrahmen geklebt und auf der Baustelle in die Pfosten-Riegel-Konstruktion montiert. Durch die Vorfertigung reduziert sich die Gefahr der Beschädigung von Modulen beim Einbau. Außerdem trägt sie zur Langzeitbeständigkeit der Klebung bei. Als Oberfläche für die Unterkonstruktion eignet sich anodisiertes oder pulverbeschichtetes Aluminium oder nichtrostender Stahl. Die Glasoberfläche kann anorganisch beschichtet oder unbeschichtet sein. Da Pfosten-Riegel-Konstruktionen als Warm-

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fassaden gelten, ist eine thermische Trennung der Profile und ein niedriger U-Wert der Verglasung erforderlich. Dementsprechend müssen PV-Module im Isolierglasaufbau konzipiert sein (siehe S. 51). Die Konstruktion und Bemessung erfolgt anhand den TRLV. Für den Nachweis der Tragsicherheit sind neben den üblichen Einwirkungen nach DIN 1055 auch Klimalasten zu berücksichtigen. Diese entstehen aufgrund der Volumenänderung des Füllgases durch Temperatur- und Luftdruckdifferenzen zwischen dem Scheibenzwischenraum und der umgebenden Atmosphäre. Der hermetisch versiegelte Scheibenzwischenraum hat bei Isolierverglasungen darüber hinaus einen »Koppeleffekt« für senkrecht zur Scheibenebene auftretende Lasten zur Folge. Der Lastübertrag über das eingeschlossene Gasvolumen führt dazu, dass sich beide Einzelscheiben der Isolierverglasung in Abhängigkeit ihrer Nachgiebigkeit am Lastabtrag beteiligen. Somit trägt auch die nicht direkt beanspruchte innere Einzelscheibe einen Teil der extern angreifenden Belastung (z. B. Windlast). Neben dem Koppeleffekt sollte bei zusätzlichen auflamierten VSG-Scheiben im rechnerischen Nachweis der Schubverbund ein-

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fließen. Bei Berechnung sind die beiden Grenzfälle zu untersuchen: voller Verbund und kein Verbund. Trotz einwandfreier Bemessung und Ausführung kann Schlagregen und Kondenswasser in das Pfosten-Riegel-System eindringen. Das anfallende Wasser muss über ein Dampfdruckausgleichs- und Entwässerungssystem durch Öffnungen nach außen ablaufen. Diese sollen an den tiefsten Punkten des Glasfalz bzw. der Deckprofile liegen. Damit das Wasser ungestört abfließt, sollte die Öffnungsgröße 5 ≈ 15 mm oder  8 mm nicht unterschreiten. Außerdem darf die beschriebene Verklotzung der PV-Module die Entwässerung nicht behindern. Die Verwendung von Hohlprofilen für Riegel und Pfosten begünstigt eine einfache Kabelführung. Die Kabel können entweder direkt in den Profilen oder hinter aufgesetzten Vorsatzschalen verlaufen. Der Anschluss an die Isolierglasmodule erfolgt über seitwärts austretende Stromkabel, sodass die gesamte Leitungsführung verdeckt erfolgen kann. Doppelfassaden und Elementfassaden Über die ausführlich vorgestellten Konstruktionen hinaus eignen sich für die PV-

Integration noch weitere Bauweisen. Für diese Anwendungen existieren nur wenige individuelle Beispiele und keine bewährten Bausysteme. Die konstruktive Einbindung kann grundsätzlich mit den beschriebenen Befestigungstechniken und Modulaufbauten nach den technischen Regeln für Vertikalverglasungen erfolgen. Bei Doppelfassaden bietet sich die äußere Haut des unbeheizten thermischen Pufferraums durch geringere Modultemperaturen ideal für die PV-Nutzung an. Elementfassaden werden werkseitig vorgefertigt und in der Regel als geschosshohe Elemente auf der Baustelle montiert. Diese Bauweise ermöglicht die Integration komplexer Gebäudetechnik in die Fassade. Die PV kann sich z. B. mit Lüftungsgeräten zu multifunktionalen Fassaden verbinden. Die Sonderkonstruktion der GreenPix – Zero Energy Media Wall kombiniert PV-Elemente mit moderner Medientechnologie (Abb. 46, 47). Das 35 m hohe und 60 m breite Display besteht aus RGB-Leuchtdioden und polykristallinen Zellen. Tagsüber gewinnt die Fassade die Menge Energie, die sie nachts zur Beleuchtung verbraucht.

46, 47 Die vorgehängte Glasfassade kombiniert 2292 RGB-Leuchtdioden mit einlaminierten polykristallinen Photovoltaikzellen, die mit unterschiedlicher Dichte angeordnet sind. GreenPix – Zero Energy Media Wall in Peking (CN) 2008, Simone Giostra 48 Beispiel für eine Structural-Selant-Glazing-Fassade mit PV-Modulen im Isolierglasaufbau, Firmengebäude Tobias Grau in Reutlingen (D) 2001, BRT Architekten

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Konstruieren und Integrieren Sonnenschutz

Tiefe t Sonnenhöchststand am 21.06., 12 Uhr

Modulabstand

γ

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Modulneigungswinkel β

Modulabstand =

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t tan γ (21.06., 12 Uhr)

, t = cos β · b

Sonnenschutz PV und Sonnenschutzelemente lassen sich ideal miteinander vereinen. Die höchste Effektivität zum Schutz vor Überhitzung und Blendung besitzt ein außenliegendes Verschattungssystem, das gegen die direkte Sonneneinstrahlung ausgerichtet ist. Gleichermaßen ist damit eine optimale Ausrichtung für PV-Elemente gegeben und somit eine verbesserte Verschattung mit einem maximalen Energieertrag möglich. Die gute Hinterlüftung begünstigt neben der Ausrichtung zur Sonne solare Stromerträge. Mit ihrer individuell einstellbaren Transparenz über den Zellenabstand oder durch Zellstreifen können PV-Elemente verschattende Glas- oder Metallpaneele im Sonnenschutzsystem ersetzen. Kristalline Siliziumzellen in Standardabmessungen von 12,5 ≈ 12,5 cm oder 15,6 ≈ 15,6 cm mit einem Abstand von 2 – 5 mm weisen bereits eine Lichtransmission von 10 % auf. Das ist ausreichend, um untergeordnete Bereiche zu beleuchten, die keine Tageslichtqualität benötigen. Bei der Dünnschichttechnologie können lichtdurchlässige Streifen-, Karo- oder Lochmuster die Zellbeschichtung durchbrechen, sodass eine wesentlich gleichmäßigere Lichtwirkung entsteht. Damit lassen sich vielfältige Varianten realisieren und für die architektonische Gestaltung verwenden (Abb 52, siehe »Gestalten mit Photovoltaik«, S. 46). Die Konstruktionen werden in feststehende und bewegliche Systeme unterschieden. Nachgeführte Systeme optimieren die Energieausbeute sowie die Sonnenschutzfunktion, sind aber mit einem erheblich höheren Herstellungs- und Wartungsaufwand verbunden. Eine Alternative stellt die Kombination von feststehenden PV-Modulen mit beweglichen Verschattungselementen dar. In Abb. 50 sind zwei aufeinanderfolgende bewegliche

Schiebeläden aus Streckmetall hinter feststehenden hochformatigen PV-Elementen angeordnet. An der Ost- und an der Nordseite befinden sich statt der PVModule Siebdruckgläser. Feststehende Systeme Eine sehr einfache und effektive Form des Sonnenschutzes stellen starre Markisen dar. Konstruktiv ähneln sie PV-VordachSystemen (siehe S. 61). Aus diesem Grund bieten sich Vordachkonsolen für eine Befestigung oberhalb von Fensteröffnungen an. Auf der Südseite und bei optimaler Neigung sorgen sie für eine selektive Verschattung über das Jahr hinweg und schützen vorrangig vor der steil einfallenden Sommersonne. Im Winter kann allerdings ein zusätzlicher Blendschutz gegen den flachen Lichteinfall erforderlich sein. Für ost- und westorientierte Öffnungen reicht ein feststehender Sonnenschutz durch den ungünstigen Einfallswinkel nicht aus. Vertikale Sonnenschutzeinrichtungen sollten zur Reduktion der Eigenverschattung gewisse Mindestabstände zu anderen Markisen einhalten, analog zur Aufdach-Montage auf einem Flachdach. Im Gegensatz zur horizontalen Aufstellung tritt der maßgebende Abschattungswinkel bei vertikaler Anordnung am 21. Juni auf (Abb. 49). Für dieses Datum beträgt der Zenitwinkel der Sonne im Mittelwert 63° für Deutschland. Somit ergibt sich bei einem Aufstellwinkel von 30° überschlägig ein Abstand in 1,7-facher Modulbreite. Die Anordnung der Module sollte nicht unmittelbar an der Fassade erfolgen, denn die entstehende Stauwärme wirkt sich negativ auf den Wirkungsgrad der PV-Komponenten aus. Ein Abstand zur Fassade vermeidet diesen unerwünschten Effekt. Treten Verglasungselemente vor die Fassade und reichen in den Verkehrsraum hinein, so sind die Anforderungen für den Überkopfbereich einzuhalten (siehe S. 61). [4]

Konstruieren und Integrieren Sonnenschutz

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Als eine weitere Möglichkeit des Sonnenschutzes bieten sich feststehende Lamellen für eine PV-Integration an. Dabei werden mehrere PV-Elemente parallel zueinander in engem Abstand geschichtet. Die Anordnung der Lamellen am Gebäude kann waagerecht auskragend sowie horizontal und vertikal in der Fassade erfolgen – am häufigsten horizontal vor Fensteröffnungen. Um dabei einen vollen Sonnenschutz zu gewährleisten und die Eigenverschattung zu reduzieren, belegt man in diesem Fall nur die unverschatteten Bereiche der einzelnen Lamellen mit PV. In der Regel kommen dafür maßgefertigte Glas-Glas-Module zum Einsatz,

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aber auch Glas-Folien-Laminate. Mehrere Hersteller bieten bereits standardisierte Profilsysteme zur Aufnahme der Solarmodule an. Durch die kleinteiligen Flächen entsteht allerdings ein hoher Verkabelungsaufwand. Hinzu kommt, dass die statische Befestigung keine Anpassungsmöglichkeiten an einen veränderten Sonnenstand erlaubt. Bewegliche Systeme Nachgeführte Sonnenschutzsysteme ermöglichen im Gegesatz zu feststehenden Elementen eine stufenlose Anpassung für eine ganztägige, blendfreie Verschattung bei optimierter Tageslichtausbeute und

49 Berechnung der Modulabstände bei vertikaler Anordnung. Im Gegensatz zur horizontalen Aufstellung orientiert sich der Abschattungswinkel am Sonnenhöchststand am 21. Juni, 12 Uhr. 50 Kombination von feststehenden PV-Modulen mit beweglichem Sonnenschutz, Q-Cells Firmenzentrale in Bitterfeld-Wolfen (D) 2007, bhss Architekten 51 Sonnenschutzlamellen, die mit PV-Zellen bestückt sind, Institut für Warenprüfung in Eindhoven (NL) 2003, Vera Yanovshtchinsky Architecten 52 Kombination aus farbigen Lamellen und PVElementen, Schule in Pic Saint-Loup (F) 2003, Pierre Tourre

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Konstruieren und Integrieren Sonnenschutz

d

a

b

c

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somit einen erhöhten solaren Stromertrag. Eine einfache Anwendung stellen Schiebeläden dar. Sie bieten zwar keine Nachführung, können aber die Verdunkelung des Innenraums variabel regulieren. Die Winkelanpassung an unterschiedliche Sonnenstände können bewegliche Lamellen erreichen. Dabei werden meist Elemente segmentweise zusammengefasst auf einer geeigneten Unterkonstruktion befestigt. So lassen sich mehrere hintereinander liegende Lamellen zusammen über Schubstangen nachführen. Punkthalter unterstützen ein elegantes und transparentes Erscheinungsbild. Zur Nachführung der PV-Lamellen verwendet man überwiegend computergesteuerte Elektromotoren und solargesteuerte Thermohydraulik-Antriebe. Computergesteuerte Systeme richten die Lamellen abhängig nach Datum, Uhrzeit und Standort an der Sonnenbahn aus. Wogegen solargesteuerte Thermohydraulik-Antriebe sich durch die Sonne energieautark also ohne elektrische Antriebsenergie selbst regeln. Dadurch benötigen diese Systeme keine weiteren elektrischen Anschlüsse, reagieren jedoch nur sehr träge. Das Projekt HCC Hannover zeigt beispielhaft ein bewegliches thermohydraulisches PV-System (Abb. 54). Zwei gegensätzlich angeordnete Solarkollektoren sind über eine thermohydraulische Flüssigkeit mit einem Zylinder verbunden. Abhängig vom Sonnenstand werden die Kollektoren ungleichmäßig bestrahlt. Dadurch entstehen unterschiedliche Druckverhältnisse, die das System über eine Schubstange optimal zur Sonne ausrichten. Bei diesem Beispiel dient die PV-Anlage gleichzeitig als Vordach an der Südseite des verglasten Foyers. In einer Höhe von 9 m über dem Erdboden kragen sieben Stahlträger um ca. 2,6 m aus. Darauf lagern sechs Lamellenfelder mit je sieben PV-Lamellen parallel zur Fassade. Drei Zellreihen bele-

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gen den vorderen Bereich der Sonnenschutzlamelle. Dahinter sind zwei Zellreihen ausgespart, um die Auswirkung gegenseitiger Abschattungen zu minimieren. Die Konstruktion besitzt eine Zustimmung im Einzelfall für Überkopfverglasungen durch die Oberste Baubehörde von Niedersachsen. Als ein weiteres Beispiel besitzt die EWE Arena in Oldenburg ein bewegliches und steuerbares Sonnenschutzsystem. Die Besonderheit ist dabei die sonnenstandsabhängige Nachführung einer ganzen PVGlas-Vorhangfassade. Sie lässt sich geräuschlos verfahren und folgt der Rundung des Gebäudes mit dem Sonnenstand. Die über 6 m hohe und 40 m lange Konstruktion besteht aus 18 Segmenten, die sich aus 72 PV-Modulen und 72 Glas-Siebdruckelementen zusammensetzen. Die Verschaltung der PV-Module erfolgt zu neun großflächigen Feldern, sogenannten Strings. Im halbstündlichen Rhythmus fährt die Konstruktion entlang einer Edelstahlschiene an der südlichen Gebäudehälfte. Die Konstruktion ist am oberen Leichtbetonring aufgehängt. Der untere Ring übernimmt in erster Linie den seitlichen Halt. Anfallende Windlasten werden durch die Führungschiene aufgenommen. Alle PV-Module sind punktförmig über Klemmhalter befestigt. Auf eindrucksvolle Weise wird hier die Sonnenschutzfunktion mit Umwandlung von Sonnenlicht in elektrischen Strom im Gebäude verbunden.

Anmerkungen: [1] Haselhuhn et al. 2008 [2] Wirtschaftsministerium Baden-Württemberg 2005 [3] ERFURTH + PARTNER GmbH 2001 [4] Hagemann 2002

Konstruieren und Integrieren Sonnenschutz

53 Darstellung des Regelungsprinzips eines thermohydraulisch gesteuerten Verschattungssystems a PV-Element b Schubstange c Hydraulikzylinder d thermische Solarkollektoren 54 Beispiel für ein thermohydraulisch gesteuertes Verschattungssystem, Congess Centrum in Hannover (D) 2002, ASP Schweger Assoziierte 55 Eckdetail der Faltläden mit beweglichen Lamellen, deren unterer Bereich mit PV belegt ist. Solarhaus für den Wettbewerb »Solar Decathlon« des US-Energieministeriums in Washington D. C. (USA) 2007, TU Darmstadt 56 Schnitt durch verschiebbare Fassade im Maßstab 1:50, EWE Arena in Oldenburg (D) 2005,

a

‘asp’ architekten Arat – Siegel – Schust a Photovoltaikschild, Glas-Folien-Laminat aus ESG-H Weißglas 8 mm + Tedlar-Rückseitenfolie, dazwischen monokristalline PV-Zellen in EVA-Schmelzfolie eingebettet b oberes Rollauflager c Saturnring mit Anschweißplatten d Rahmen Aluminium vertikal ¡ 200 / 50 /4 mm, dazwischen Querprofile Aluminium ¡ 200 / 50 /8 mm und ¡ 100 / 50 /4 mm e Profilglasfassade f Glas-Siebdruckelement VSG aus ESG 6 mm + PVB-Folie + ESG 6 mm g unteres Rollauflager mit Höhenverstellung 57 EWE Arena in Oldenburg (D) 2005, ‘asp’ architekten Arat – Siegel – Schust

b

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56

57

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Technische Regeln und Baurecht

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Z-70.4-123 MPA NRW

1 1

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STELLE

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Die Leistungsmessung erfolgt unter künstlichen Lichtquellen mit definierter Homogenität und Referenzspektrum. Die Module müssen sämtliche Tests ohne nennenswerte Leistungseinbußen und sichtbare Schäden wie Delamination, Zell- oder Glasbruch überstehen und ihre elektrische Isolation uneingeschränkt beibehalten. Die Tests simulieren einen Außeneinsatz über 20 bis 25 Jahre. Jede Veränderung von Konstruktion, Werkstoffen, Komponenten oder Herstellung des typgeprüften PV-Elements kann eine vollständige oder teilweise Neuqualifizierung erfordern. Bei Sondermodulen verzichten die Hersteller deshalb meist auf eine Zertifizierung.

Elektroinstallation und -sicherheit Die EU-Niederspannungsrichtlinie gibt für PV-Module und Wechselrichter die CE-Kennzeichnung vor. Damit weisen Hersteller, wenn ihre Produkte entsprechenden EU-Richtlinien unterliegen, die Konformität nach. Ohne CE-Zeichen dürfen sicherheitsrelevante Produkte nicht in den Verkehr gebracht werden (Abb. 1). Als Voraussetzung müssen Module die harmonisierte Norm DIN EN 61730 »Photovoltaik (PV)-Module – Sicherheitsqualifikation« einhalten. Die Norm unterscheidet drei Klassen: A, B und C. Die meisten Module sind nach Klasse A zertifiziert und besitzen die Schutzklasse II. Damit dürfen sie ohne Zugangsbeschränkung in Gebäuden eingesetzt werden. Die Prüfungen gehen über IEC 61215 und 61646 hinaus und beinhalten beispielsweise eine Stoßspannungsprüfung und eine Modulbruchprüfung mit einem 45,5 kg schweren Prüfsack (S. 72, Abb. 4). Vorgesehen sind auch Brandversuche, die aber in der europäischen Norm noch nicht umgesetzt sind. Für Wechselrichter umfasst die CE-Kennzeichnung außerdem die elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) nach der europäischen EMVRichtlinie. Diese fordert, dass die Produkte selbst keine unzulässigen Störungen aussenden und ihre Funktion nicht unter dem Einfluss anderer Geräte leidet.

H

Bauartzulassung von PV-Modulen Das Prüfzertifikat nach IEC 61215 »Terrestrische kristalline Silizium-Photovoltaik (PV)-Module – Bauarteignung und Bauartzulassung« bzw. nach IEC 61646 »Terrestrische Dünnschicht-Photovoltaik (PV)Module [...]« hat sich als Qualitätszeichen für Module weltweit durchgesetzt. Die internationalen IEC-Normen und ihre deutschen Umsetzungen als DIN EN beschreiben die Qualifikationstests auf der Basis der künstlichen Alterung durch Strahlungs-, thermische und mechanische Beanspruchungen. Im Einzelnen

müssen sich die Module folgenden Tests unterziehen: • Sichtkontrolle auf Beschädigungen • elektrische Leistungsmessung unter Standardtestbedingungen (STC) u. a. (S. 72, Abb. 3); bei Dünnschicht-PV: Vorbehandlung mit Licht • Messung der Betriebstemperatur und der Temperaturkoeffizienten • Prüfung der elektrischen Isolation, auch bei Nässe • Dauertest unter Freilandbedingungen • Hot-Spot-Dauerprüfung • UV-Vorbehandlung • Temperaturwechselprüfung: 50 bzw. 200 Zyklen von -40 °C bis +85 °C unter Strombelastung • Feuchte/Frost-Prüfung: 10 Zyklen von -40 °C bis +85 °C bei 85 % relativer Luftfeuchte • Feuchte/Wärme-Prüfung: 1000 h bei 85 °C und 85 % relativer Luftfeuchte • Festigkeitsprüfung der Anschlüsse • mechanische Beanspruchungsprüfung mit einer Flächenlast von 2,4 kN/m2 (optional 5,4 kN/m2 für höhere Schneelasten) • Hageltest mit Eiskugeln von 25 mm Durchmesser • Temperaturprüfung der Bypassdioden

Ma

Als elektrische Anlagen unterliegen Photovoltaik (PV)-Systeme dem Normenwerk des Verbands der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (VDE). Die DINVDE-Normen haben die elektrische Sicherheit, die Funktions- und Leistungsfähigkeit und schließlich die Zuverlässigkeit von PV-Komponenten und -systemen im Blick. Photovoltaikanlagen sind aber auch bauliche Anlagen im Sinne des Baurechts. Mit der Integration in die Gebäudehülle greifen zunehmend die technischen Bestimmungen des Bauwesens, die jedoch keine PV-bezogenen Regeln enthalten. Vor diesem Hintergrund versucht der elektrotechnische Normentwurf DIN VDE 0126-21, die Brücke zwischen den beiden Disziplinen Elektrotechnik und Bau zu schlagen und verweist gewerkeübergreifend auf die relevanten Bestimmungen. In den meisten Fällen bestehen PV-Module im Wesentlichen aus Glas und fallen in den Bereich des konstruktiven Glasbaus. Die heute vorherrschenden Standard-Solarmodule genügen dessen Regeln oft nicht. In Anbetracht der Vielfalt an Konstruktionen und des noch unzureichenden Regelungsstands selbst bei Verglasungen ohne Solarzellen bewegt man sich mit PV-Modulen als neue Bauprodukte mitunter in einem baurechtlichen Graubereich.

Das CE-Zeichen weist die Übereinstimmung eines Produkts mit den jeweils maßgeblichen EU-Richtlinien nach. Deren grundlegende Sicherheitsanforderungen gelten damit als erfüllt. Geregelte Glasprodukte tragen am Rand einen Keramikstempel, der die Einhaltung der entsprechenden Produktnorm oder der Allgemeinen bauaufsichtlichen Zulassung – im Beispiel eines Teilvorgespannten Glases (TVG) – besiegelt.

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Technische Regeln und Baurecht Elektroinstallation und -sicherheit, Baurecht im Überblick

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4

Leistungsmessung eines PV-Moduls nach IEC bzw. DIN EN 61215 mit Sonnensimulator aus Xenon-Lampen. Die künstliche Lichtquelle muss das Referenzsonnenspektrum mit ausreichender Genauigkeit und Homogenität wiedergeben. Modulbruchprüfung: Pendelschlag gegen Modulvorderseite mit einem 45,5 kg schweren Prüfsack nach IEC bzw. DIN EN 61730. Die Bruchstücke müssen kleiner als 6,5 cm2 sein. Die Testergebnisse lassen sich nicht im Sinne des Baurechts nutzen, da der Prüfaufbau nicht den bauaufsichtlichen Standards entspricht.

3

Bei der Planung und der elektrischen Installation sind die einschlägigen VDEBestimmungen, insbesondere VDE 0100 »Errichten von Niederspannungsanlagen (Elektrische Anlagen von Gebäuden)« zu beachten. Teil 712 geht speziell auf Photovoltaikanlagen ein. Bezüglich des Netzanschlusses formulieren die Netzbetreiber ihre Anforderungen in den Technischen Anschlussbedingungen (TAB). In der Regel beziehen sie sich außerdem auf die Richtlinien des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) für den Parallelbetrieb von Eigenerzeugungsanlagen mit dem Niederspannungs- bzw. Mittelspannungsnetz. So möchten sie verhindern, dass PV-Anlagen die Netzqualität negativ beeinflussen, Wartungspersonal bei Netzarbeiten gefährden oder die Stromversorgung anderer Kunden beeinträchtigen. Da diese Anforderungen die Wechselrichter betreffen, erklären deren Hersteller die Unbedenklichkeit. Als wichtigstes Schutzziel darf von den Solarmodulen und Wechselrichtern keine Gefahr für Menschen, z. B. durch elektrischen Schlag, ausgehen. Gerade bei gebäudeintegrierten Anlagen sind die Module oft frei zugänglich. Selbst eine Berührung von Modulen mit gebrochener Glasscheibe muss ohne unangenehme Folgen bleiben. Die einfachste Sicherheitsvorkehrung stellt die sogenannte Schutzkleinspannung dar, die Gleichspannungen auf ungefährliche 120 V begrenzt. Um den Verschaltungsaufwand zu minimieren, werden in der Regel jedoch viele Module zu höheren Spannungen bis 1000 V in Reihe geschaltet. Als gängige Maßnahme gegen elektrische Schläge im Fehlerfall bietet sich dann die Schutzisolierung an, die nur Betriebsmittel der Schutzklasse II erlaubt. Die erd- und kurzschlusssichere Installation aller Komponenten auf der Gleichstromseite trennt die Potenziale Plus, 72

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Minus und Erde sicher voneinander und verhindert gefährliche Lichtbögen. Elektrische Montage Nach einer entsprechenden Unterweisung vom Elektroinstallateur darf auch ein fachfremder Handwerker wie der Dachdecker oder Fassadenbauer Module mit Steckverbindern verschalten. Die Elektroinstallation ab dem Wechselrichter und den Anschluss der PV-Anlage an das Netz muss in jedem Fall ein dafür zugelassener Elektroinstallateur vornehmen. Er haftet für die Elektroarbeiten an der gesamten PV-Anlage und garantiert mit seiner Unterschrift im Inbetriebnahmeprotokoll die Beachtung der Vorschriften und der anerkannten Regeln der Technik. Dies setzt eine vertrauensvolle Zusammenarbeit zwischen dem Installateur und dem Elektriker voraus. Blitzschutz Wenn ein Gebäude eine Blitzschutzanlage besitzt, muss der PV-Generator in diese integriert und die Fangeinrichtung ggf. erweitert werden. Die Nachrüstung eines vorher ungeschützten Gebäudes ist normalerweise nicht erforderlich, denn die Installation einer Solaranlage erhöht die Gefahr eines Blitzeinschlags nur in Ausnahmefällen, etwa bei aufgeständerten Flachdachanlagen an exponierten Standorten, wo der herausragende PVGenerator dem Blitz eine bevorzugte Einschlagstelle anbietet. Baurecht im Überblick Im Zuge der europäischen Harmonisierung technischer Vorschriften für brauchbare Bauprodukte setzt in Deutschland das Bauproduktengesetz (BauPG) die EU-Bauproduktenrichtlinie (BPR) um. Innerhalb des bundesrechtlichen Rahmens liegt das Bauordnungsrecht in der Hand der einzelnen Bundesländer. Die Vorschriften der Landesbauordnungen (LBO)

stimmen im Wesentlichen überein, da sie auf die Musterbauordnung (MBO) der Bauministerkonferenz zurückgehen. Diese fordert, bauliche Anlagen so anzuordnen, zu errichten, zu ändern und instand zu halten, dass sie die öffentliche Sicherheit und Ordnung, insbesondere Leben, Gesundheit und die natürlichen Lebensgrundlagen, nicht gefährden [1]. Nach diesem Grundsatz legen die LBO fest, welche Bauprodukte und Bauarten in welchen Bereichen verwendet werden dürfen. Weiterhin regeln sie die behördlichen Zuständigkeiten und die Baugenehmigungspflicht. PV-Module in und an Dach- und Außenwandflächen, aber auch sehr kleine Freiflächenanlagen mit einer Höhe von bis zu 3 m und einer Gesamtlänge von bis zu 9 m benötigen nach den LBO in der Regel keine Baugenehmigung. Eine Genehmigungspflicht der Gebäudehülle selbst bleibt natürlich bestehen. Einige Bundesländer nehmen denkmal- und ensemblegeschützte Gebäude von der Befreiung aus. Auch ohne amtliches Verfahren müssen die Anlagen selbstverständlich den öffentlich-rechtlichen Vorschriften genügen. So sind eine Reihe von Anforderungen der LBO an bauliche Anlagen bezüglich der Standsicherheit, des Brandschutzes, an Abstandsflächen sowie an Bauprodukte und Bauarten zu beachten. Darüber hinaus berühren die Anlagen beispielsweise das Bauplanungsrecht, den Landschafts- und Denkmalschutz sowie das Arbeitsschutzrecht. Wenn sich die Installation einer PV-Anlage auf den Bestand oder das Erscheinungsbild eines Baudenkmals auswirkt, bedarf sie einer denkmalschutzrechtlichen Erlaubnis. Im Geltungsbereich eines Bebauungsplans darf die PV-Anlage dessen Festsetzungen nicht widersprechen. Dies betrifft insbesondere die maximale Bau-

Technische Regeln und Baurecht Bauprodukte und Bauarten

T1: Unterscheidung der Bauprodukte nach Musterbauordnung (MBO) national geregelt

europäisch

nicht geregelt

sonstige

nach harmonisierten europäischen Normen oder mit ETZ 4

allgemein

keine erheblichen Anforderungen oder allgemein anerkannte Prüfverfahren

bauaufsichtlich untergeordnete Bedeutung

Bauregelliste A Teil 1

–

Bauregelliste A Teil 2

Liste C

allgemein anerkannte Regeln der Technik

Bauregelliste B

nationale technische Regeln

ZiE1 oder AbZ 2

AbP 3

kein Verwendbarkeitsnachweis

kein Verwendbarkeitsnachweis

europäische technische Regeln und nationale Verwendungsbeschränkung

Übereinstimmungsnachweis Ü-Zeichen 1

kein Übereinstimmungsnachweis kein Ü-Zeichen

Konformitätsnachweis CE-Zeichen

ZiE: Zustimmung im Einzelfall, 2 AbZ: Allgemeine bauaufsichtliche Zulassung, 3 AbP: Allgemeines bauaufsichtliches Prüfzeugnis, 4 ETZ: Europäische Technische Zulassung

höhe bei auf dem Dach aufgeständerten Anlagen, aber auch Gestaltungsvorschriften oder Baugrenzen von Gebäuden. Bauprodukte und Bauarten Je mehr Funktionen die PV-Module in der Gebäudehülle übernehmen, desto höhere Anforderungen stellen die Bauordnungen an ihren Auf- und Einbau als Bauprodukte und Bauarten. Wenn sich eine gebäudeintegrierte PV-Anlage übereinstimmend mit den bauaufsichtlich eingeführten technischen Regeln realisieren lässt, spart man sich den zeitlichen und finanziellen Aufwand entsprechender Zustimmungs- und Zulassungsverfahren. Die Instrumente des Allgemeinen bauaufsichtlichen Prüfzeugnisses (AbP), der Allgemeinen bauaufsichtlichen oder Europäisch Technischen Zulassung (AbZ oder ETZ) und der Zustimmung im Einzelfall (ZiE) ermöglichen aber auch abweichende Modulaufbauten und Konstruktionen (S. 76ff.). Daneben besitzen die Bauaufsichtsbehörden gewisse Entscheidungsspielräume im Einzelfall. Bauprodukte Als Bauprodukte bezeichnet die MBO »Baustoffe, Bauteile und Anlagen, die hergestellt werden, um dauerhaft in bauliche Anlagen eingebaut zu werden«. Darüber hinaus umfasst der Begriff »aus Baustoffen und Bauteilen vorgefertigte Anlagen« wie Vorhangfassaden oder werkseitig vormontierte absturzsichernde Verglasungen. Das Deutsche Institut für Bautechnik (DIBt) führt im Einvernehmen mit den obersten Bauaufsichtsbehörden der Länder die Bauregelliste (BRL) und veröffentlicht den aktuellen Stand jährlich in den DIBt-Mitteilungen. Anhand der BRL unterteilt die MBO Bauprodukte in vier Kategorien (Tabelle T1): • Geregelte Bauprodukte weichen nicht oder nicht wesentlich von den Produkt-

normen der BRL A Teil 1 ab. Ihr Hersteller kennzeichnet sie mit dem Übereinstimmungszeichen (Ü-Zeichen). • CE-gekennzeichnete Bauprodukte, die nach europäischen Vorschriften in Verkehr gebracht werden dürfen, listet die BRL B auf. In Deutschland gelten Bauprodukte mit CE-Zeichen alleine noch nicht als geregelt, sondern nur in Zusammenhang mit nationalen Anwendungsnormen oder -regeln. Beispiele hierfür sind das Teilvorgespannte Glas (TVG), das für die meisten Anwendungen zusätzlich eine AbZ benötigt, Kunststoffdachbahnen und die Vorhangfassade. • Sonstige Bauprodukte werden aufgrund ihrer geringen sicherheitstechnischen Relevanz nicht in der BRL A geführt, obwohl es allgemein anerkannte Regeln der Technik gibt. Sie dürfen kein Ü-Zeichen tragen. • Nicht geregelte Bauprodukte weichen erheblich von den Technischen Baubestimmungen ab oder für sie existieren keine anerkannten Regeln der Technik. Sie benötigen einen Verwendbarkeitsnachweis, es sei denn, sie sind von bauaufsichtlich untergeordneter Bedeutung und stehen in der Liste C. Photovoltaik-Module tauchen in der Bauregelliste nicht explizit auf. Ihr CE-Zeichen basiert nicht auf der BPR und hat daher keine baurechtliche Relevanz. Stattdessen lassen sie sich je nach Aufbau und Einsatz unterschiedlich einstufen (Tabelle T2). PV-Module »üblicher Bauart mit mechanisch gehaltenen Scheiben«, die keine weiteren konstruktiven Funktionen erfüllen, zählen nach einem Beschluss der Fachkommission Bautechnik vom 20./21.06.2001 zu den sonstigen Bauprodukten. Diese formlose Freigabe bezieht sich im Wesentlichen auf die weit verbreitete Aufdach-Montage gerahmter Solarmodule. Als allgemein anerkannte

Regeln der Technik dienen dabei DIN EN 61215 oder 61646 und DIN EN 61730. Selbstverständlich müssen sie dennoch die Standsicherheit einhalten und den Brandschutz beachten. »Solardachziegel« bis 5 kg Eigenlast und 0,4 m2 Fläche fallen unter die kleinformatigen Dachelemente. Als ungeregelte Bauprodukte nach Liste C benötigen sie ebenfalls keinen Verwendbarkeitsnachweis. Das gilt auch für Metalldeckungen mit integrierten PV-Modulen bis 1 m Unterstützungsabstand. Kunststoffdachbahnen mit auflaminierten Dünnschichtmodulen sind europäisch geregelte Bauprodukte, wenn ihr CE-Zeichen die PV beinhaltet. Bei der Integration in Glasdächer, Fassaden, Sonnenschutzelemente oder geklebte Glaskonstruktionen kommt es in erster Linie darauf an, ob es sich bei den verwendeten Gläsern um geregelte Bauprodukte handelt, denn das Hinzufügen von Solarzellen kann als unwesentliche Abweichung von geltenden Baubestimmungen angesehen werden, wenn dies die Tragfähigkeit und Dauerhaftigkeit der Konstruktion nicht negativ beeinflusst und keine Gefahren für Verkehrsflächen hervorruft [2]. Dabei ist die Interpretation nicht immer eindeutig. So behandeln manche Bauaufsichten beispielsweise Glas-Folien-Laminate aus Einscheibensicherheitsglas (ESG) gleichwertig mit geregeltem ESG. Auch erweisen sich Glas-Glas-Module auf der Basis geregelter Glasprodukte als Verbundglas gemäß DIN EN 14449. Trotzdem sind sie nicht für jede Anwendung zugelassen, denn im Rahmen bestimmter Bauarten, z. B. Überkopfverglasungen, bestehen Einschränkungen. In diesem Fall werden sie wie ungeregelte Bauprodukte gehandhabt. Schwierigkeiten ergeben sich einerseits aus den Bohrungen für den elektrischen Anschluss in der rückseitigen Scheibe und anderseits aus den ungeregelten Zwischenschichten. 73

Technische Regeln und Baurecht Bauprodukte und Bauarten

T2: Regelungsstand von Photovoltaik-Elementen Einbausituation

Beispiele

Regelungsstand

Erläuterungen

Aufdach-Montage

Aufständerung auf Flach- oder Schrägdächern

bei mechanisch gehaltenen Scheiben: sonstiges Bauprodukt; kein Verwendbarkeitsnachweis erforderlich; anerkannte Regeln der Technik: DIN EN 61215 bzw. 61646, DIN EN 61730

vorzugsweise gerahmte Glas-Glas- oder Glas-Folien-Module (linienförmige Glashalterung nach TRLV); Nicht geregelt sind geklebte Befestigungen. Über den Dachrand hinausragende Module gelten als Überkopfverglasung (siehe Glasdach).

Indach-Montage

Kunststoffdachbahnen mit aufgeklebten PVLaminaten Ausnahme: zweilagige Verlegung

Bauprodukt mit CE-Kennzeichnung nach harmonisierter Norm DIN EN 13956; Bauart der harten Bedachung bedarf eines Anwendbarkeitsnachweises

Ausführung nach nationalen Konstruktions- und Anwendungsnormen DIN 18531-2 und DIN V 20000-201. Das CE-Zeichen muss das PVLaminat einschließen. Anwendbarkeitsnachweis in der Regel über AbP3 oder durch Klassifizierung als BROOF (t1), wenn die LBO eine harte Bedachung fordert.

Substitution der Dachdeckung von Schrägdächern

bei mechanisch gehaltenen Scheiben: je nach Konstruktion ggf. sonstiges Bauprodukt, das keinen Verwendbarkeitsnachweis erfordert; anerkannte Regeln der Technik: DIN EN 61215 bzw. 61646, DIN EN 61730 Bauart der harten Bedachung bedarf eines Anwendbarkeitsnachweises

Glas-Glas- oder Glas-Folien-Module mit linienförmiger Glashalterung nach TRLV sind eine geregelte Bauart, wenn die die Dachkonstruktion das Herabfallen größerer Glasteile auf Verkehrsflächen verhindert. Nicht geregelt sind geklebte Befestigungen. Anwendbarkeitsnachweis in der Regel über AbP 3, wenn die LBO eine harte Bedachung fordert.

kleinformatige »Solardachziegel« bis 0,4 m2 Fläche und 5 kg Eigenlast, Dachelemente mit aufgeklebten PV-Laminaten mit maximal 1 m Unterstützungsabstand durch die Unterkonstruktion

ungeregeltes Bauprodukt nach Liste C: kein Verwendbarkeitsnachweis erforderlich; Bauart der harten Bedachung bedarf eines Anwendbarkeitsnachweises

Anwendbarkeitsnachweis i. d. R. über AbP 3, wenn die LBO eine harte Bedachung fordert. Dachdeckungsprodukte/-materialien aus Metall sind auf geschlossenen Schalungen aus Holz oder Holzwerkstoffen mit einer Trennlage zu verwenden.

Metalldach- (und Fassaden-)elemente mit aufgeklebten PVLaminaten mit mehr als 1 m Unterstützungsabstand oder als Sandwichelement

Bauprodukte mit AbZ2 oder CE-Kennzeichnung nach harmonisierter Norm DIN EN 14782 (bzw. DIN EN 14509 für Sandwichelemente) und zusätzlich Kennzeichnungspflicht mit dem Ü-Zeichen (bzw. Verwendungszulassung für Sandwichelemente); Bauart der harten Bedachung bedarf eines Anwendbarkeitsnachweises

Nachweis der harten Bedachung im Rahmen der CE-Kennzeichnung oder der AbZ2 oder über AbP3. Tragsicherheitsnachweis nach AbZ2 oder DIN 4113, DIN 18800, DIN 18807, DASt-Richtlinie 016. Dachdeckungsprodukte/-materialien aus Metall sind auf geschlossenen Schalungen aus Holz oder Holzwerkstoffen mit einer Trennlage zu verwenden.

Glasdach, Vordach (0° bis 80° Neigung zur Horizontalen)

Atrien, Bahnsteigüberdachungen, Lichtdächer und -bänder

Überkopfverglasung; linienförmige Lagerung geregelt nach TRLV; ggf. Erleichterungen in den länderspezifischen Anlagen zur LTB für Überkopfverglasungen in Wohnungen und für Vordächer; Geht eine Vertikal- in eine Überkopfverglasung über, sind die einzelnen Teilflächen in Abhängigkeit vom Neigungswinkel entsprechend zu behandeln oder aber als homogene Konstruktion nach dem ungünstigeren Fall. Die punktförmige Lagerung von PV-Modulen ist nicht geregelt, da die TRPV nur VerbundSicherheitsglas (VSG) behandeln.

Geregelt sind Glas-Glas-Laminate im Einfach- oder Isolierglasaufbau aus • Float, Draht-, Ornament-, Drahtornamentglas, ESG, ESG-H jeweils nach BRL A Teil 1 • TVG nach AbZ 2 • Verbundglas oder VSG aus diesen Gläsern Die Modulrückseite bzw. die untere Scheibe der Isolierverglasung muss aus Drahtglas oder VSG (aus Floatglas oder TVG nach AbZ 2) bestehen, es sei denn, konstruktive Maßnahmen (z. B. Auffangnetze) verhindern das Herabfallen größerer Glasteile auf Verkehrsflächen. Bohrungen sind nicht zulässig. Glas-Folien-Laminate, geklebte Befestigungen, punktförmige Lagerung, bedingt betretbare und begehbare sowie planmäßig aussteifende Verglasungen erfordern eine ZiE1 oder eine AbZ 2.

Vertikalverglasung (bis zu 10° Abweichung von der Vertikalen)

Fassaden, Fensterwände, Oberlichter, Balkonbrüstungen

linienförmige Lagerung geregelt nach TRLV; Absturzsichernde Anwendungen und punktförmige Lagerung von PV-Modulen sind nicht geregelt, da die TRAV und die TRPV nur Verbund-Sicherheitsglas (VSG) behandeln.

Geregelt sind Glas-Glas-Laminate im Einfach- oder Isolierglasaufbau aus • Float, Draht-, Ornament-, Drahtornamentglas, ESG, ESG-H jeweils nach BRL A Teil 1 • TVG nach AbZ2 • Verbundglas oder VSG aus diesen Gläsern Ab einer Einbauhöhe von 4 m muss anstelle von monolithischem ESG heißgelagertes ESG-H verwendet werden. Einfachverglasungen müssen allseitig linienförmig gelagert sein. Gerahmte Module aus den genannten Gläsern, deren Glaseinstand den TRLV entspricht, erfüllen dies. Bohrungen sind nur in ESG, ESG-H und TVG zulässig. Geklebte Befestigungen, punktförmige Lagerung und absturzsichernde Verglasungen erfordern eine ZiE1 oder eine AbZ 2.

• vorgehängte hinterlüftete Fassade

PV-Module aus ESG-H als Außenwandbekleidung

geregelt nach DIN 18516-4

Geregelt ist nur monolithisches ESG-H mit mindestens 6 mm Scheibendicke in linien- oder punktförmiger Befestigung ohne Durchbohrung. Verwendung von Glas-Folien- und Glas-Glas-Laminaten aus ESG-H mit oder ohne Rahmen nach Ermessen der Bauaufsichtsbehörde oder ZiE1. Punkthalter in einer Einbauhöhe von über 8 m erfordern eine Fremdüberwachung der Montage.

• Vorhangfassade

Pfosten-Riegel-Konstruktion, Elementfassade, Doppelfassade

Bauprodukt mit CE-Kennzeichnung nach harmonisierter Norm DIN EN 13830

CE-Kennzeichnung muss das PV-Modul einschließen. Tragsicherheitsnachweis der Unterkonstruktion, der Fassadenelemente und der mechanischen Verbindungen nach technischen Baubestimmungen: TRLV, TRAV, Bemessungsnormen für Stahl-, Aluminium- oder Holzkonstruktionen

geklebte Glaskonstruktion

Structural-SealantGlazing-System

nicht geregelt

ETZ4 bzw. AbZ2 für das Fassadensystem, die das PV-Modul einschließt, oder ZiE1 erforderlich, Prüfung nach ETAG 002

horizontale Sonnenschutzlamellen oder -markisen

bewegliche oder feststehende PV-Paneele

Verglasungen, die in den Verkehrsraum ragen: wie Glasdach bzw. Vordach (Überkopfverglasung)

wie Glasdach

vertikale Sonnenschutzläden oder -stelen

bewegliche oder feststehende PV-Paneele

wie Vertikalverglasung

wie Vertikalverglasung

1

ZiE: Zustimmung im Einzelfall, 2 AbZ: Allgemeine bauaufsichtliche Zulassung, 3 AbP: Allgemeines bauaufsichtliches Prüfzeugnis, 4 ETZ: Europäische Technische Zulassung

74

Technische Regeln und Baurecht Bauprodukte und Bauarten

T3: Bauaufsichtlich eingeführte Anwendungsnormen und -regeln für gebäudeintegrierte Photovoltaik nach MLTB, Fassung Februar 2008

Bauarten Bei den Bauarten, dem »Zusammenfügen von Bauprodukten zu baulichen Anlagen oder Teilen von baulichen Anlagen«, unterscheidet die MBO nur geregelte und nicht geregelte. Hier legt die Liste der Technischen Baubestimmungen (LTB) die geregelten Bauarten fest. Ergänzend zu den Produktnormen der Bauregelliste enthält sie die Anwendungsnormen und -regeln für Planung, Bemessung und Konstruktion. Jedes Bundesland veröffentlicht eine eigene LTB, die wiederum auf der Muster-Liste der Technischen Baubestimmungen (MLTB) des DIBt basieren. Die MLTB erscheint mehrmals jährlich beim DIBt. Trotz erheblicher inhaltlicher Gemeinsamkeiten variiert der Regelungsstand länderspezifisch, da die Länder ihre LTB zeitversetzt einführen und außerdem nicht alle Regelungen übernehmen oder weitere hinzufügen. Die aktuelle Fassung der MLTB beinhaltet fünf Ausführungs- und Bemessungsregeln für Bauarten mit Glas (Tabelle T3). Die Technischen Regeln für die Verwendung linienförmiger Verglasungen (TRLV) und die Technischen Regeln für die Bemessung und Ausführung von punktförmig gelagerten Verglasungen (TRPV) unterscheiden zwischen Vertikal- und Überkopfverglasungen. Betretbare und begehbare Verglasungen sind nur als linienförmig gelagerte nach TRLV mit erhöhten Anforderungen geregelt. Für ebenfalls linienförmige Verglasungen, die Personen gegen Absturz sichern, existieren eigene Regeln: die Technischen Regeln für die Verwendung von absturzsichernden Verglasungen (TRAV). Geklebte Befestigungen, gekrümmte Überkopfverglasungen und solche, die zur Aussteifung dienen, sind nicht geregelt. Die konstruktiven Details, z. B. Glaseinstand, Klemmfläche oder Lagesicherung, die sich daraus für den Einbau von PV-Modulen ergeben, beschreibt das Kapitel

Titel

Ausgabe

DIN 18516-4: Außenwandbekleidungen, hinterlüftet; Einscheibensicherheitsglas; Anforderungen, Bemessung, Prüfung

Februar 1990

Technische Regeln für die Verwendung von linienförmig gelagerten Verglasungen (TRLV)

August 2006

Technische Regeln für die Verwendung von absturzsichernden Verglasungen (TRAV)

Januar 2003

Technische Regeln für die Bemessung und Ausführung von punktförmig gelagerten Verglasungen (TRPV)

August 2006

DIN V 11535-1: Gewächshäuser; Ausführung und Berechnung

Februar 1998

DIN V 20000-201: Kunststoff- und Elastomerbahnen für Dachabdichtungen

November 2006

»Konstruieren und Integrieren« (S. 48ff.). Zukünftig soll eine neue Normenreihe DIN 18008 »Glas im Bauwesen« die TRLV, TRAV und TRPV ablösen und gleichzeitig eine Vielzahl weiterer Glaskonstruktionen erfassen, die heute als ungeregelte Bauarten gelten. Ihr Einführungstermin steht allerdings noch nicht fest. Vertikalverglasungen Zunächst gelten für Verglasungen, die an mindestens zwei gegenüberliegenden Seiten durchgehend linienförmig gelagert sind, die TRLV. In Vertikalverglasungen, d. h. Fassaden und Fenstern, dürfen neben den geregelten Glaserzeugnissen Verbundgläser aus geregelten Basisgläsern und sonstigen Zwischenschichten verwendet werden, demzufolge auch Glas-Glas-Laminate mit integrierten Solarzellen und EVA-, PVBoder Gießharzverkapselung. Hinsichtlich des Glaseinstands verweisen die TRLV auf DIN 18545-1 und DIN 18516-4. Vertikalverglasungen, deren Oberkante nicht mehr als 4 m über einer Verkehrsfläche liegt, z. B. Schaufensterverglasungen, sind von den TRLV freigestellt, müssen jedoch in öffentlichen Verkehrsbereichen, wie beispielsweise Arbeits- und Versammlungsstätten, Kindergärten oder Schulen, aus ESG oder Verbundsicherheitsglas (VSG) bestehen. Punktgehaltene Systeme stellen dagegen höhere Ansprüche, denn die TRPV lassen ausschließlich VSG zu. Als VSG gelten nur Gläser mit Verbundfolien aus Polyvinylbutyral (PVB) mit bestimmten Eigenschaften. Das bedeutet, dass PVModule – selbst solche mit PVB-Zwischenfolie – nicht der BRL entsprechen und entweder eine VSG-Scheibe als rückseitige Abdeckung oder eine AbZ bzw. ZiE benötigen. Erstere führt zu einem schwereren Aufbau aus drei Scheiben mit entsprechenden Folgen für die Tragkonstruktion.

Bei vorgehängten hinterlüfteten Fassaden gilt zudem DIN 18516 Teil 4 »Außenwandbekleidungen, hinterlüftet, Einscheibensicherheitsglas; [...]«. Diese behandelt monolithisches heißgelagertes ESG (ESG-H). Der Heißlagerungstest vor dem Verkauf sondert Scheiben mit Nickelsulfideinschlüssen aus, die zu Spontanbruch neigen. Die Norm lässt sowohl zwei-, dreiund vierseitig linienförmige als auch punktförmige Lagerungen mit Klemmhaltern am Glasrand zu (siehe »Ausführungsbeispiele Photovoltaik« S. 90f.). Die Verwendung von monolithischen PV-Modulen (Glas-Folie) oder Glas-Glas-Laminaten aus ESG-H geht aus der Norm nicht hervor, liegt aber im Ermessen der Bauaufsichtsbehörde. Andere Modulaufbauten lassen sich ggf. nach den TRLV geregelt realisieren. Vorhangfassaden, z. B. als Pfosten-Riegel-Konstruktion oder Elementfassade, fallen als Bausätze unter die Produktnorm DIN EN 13830 mit verpflichtender CEKennzeichnung. Der Systemgeber kann PV-Module als Bestandteil der Fassade prüfen und in den Konformitätsnachweis aufnehmen. Als Grundlage für den Tragsicherheitsnachweis gibt Teil II der MLTB die nationalen Anwendungsregeln vor. Überkopfverglasungen Dem erhöhten Sicherheitsrisiko von geneigten oder horizontalen Verglasungen, unter denen sich Menschen aufhalten, begegnen die TRLV mit besonderen Anforderungen. Als Einfachverglasung wie auch als untere Scheibe von Isolierverglasungen ist nur Drahtglas oder VSG aus Floatglas oder aus TVG nach AbZ zulässig. Diese Ausführungen bieten eine hinreichende Resttragfähigkeit und Splitterbindung. VSG aus ESG scheidet wegen mangelnder Resttragfähigkeit aus. PVModule dürfen demnach nur in mindestens dreischeibigem Aufbau mit rückseitigem 75

Technische Regeln und Baurecht Ungeregelte Bauprodukte und Bauarten

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VSG direkt verwendet werden. Abweichende Modulaufbauten aus geregelten Gläsern sind möglich, wenn Maßnahmen wie Netze mit einer Maschenweite von weniger als 40 mm verhindern, dass ganze Scheiben oder gefährliche Splitterstücke auf darunter befindliche Verkehrsflächen herabstürzen. Auch im Isolierglasaufbau bereiten PV-Überkopfverglasungen meist keine Schwierigkeit, da die untere Scheibe fast immer aus VSG bestehen kann (Abb. 6). Allerdings sind keinerlei Bohrungen zulässig, sodass die Anschlussleitungen am besten seitlich aus dem Verbund heraustreten. Punktförmig gelagerte Überkopfverglasungen erfordern wegen der Beschränkung der TRPV auf Verbundsicherheitsglas eine ZiE, AbZ oder ETZ. Überkopfverglasungen, die zum Zweck von Reinigungs-, Wartungs- und Instandhaltungsmaßnahmen temporär betreten werden, heißen »bedingt betretbare Verglasungen« (Abb. 7). Falls die unmittelbar unter ihnen befindlichen Verkehrsflächen für die Dauer der Arbeiten nicht abgesperrt werden können, benötigen sie eine ZiE, um die Betretbarkeit versuchstechnisch nachzuweisen.

neben den Personen und der zusätzlichen Deckscheibe die Effizienz stark mindern kann, bietet sich eine Integration von Solarzellen nur in Ausnahmefällen an.

Begehbare Verglasungen Begehbare Verglasungen sind der Allgemeinheit als Teile von Verkehrsflächen zugänglich und werden in deutlich höherem Maße durch Personenlasten beansprucht. Die TRLV regeln nur Treppenstufen oder Podestelemente in sehr eingeschränktem Umfang, sodass für denkbare PV-Anwendungen eine AbZ oder eine ZiE notwendig ist. Der Mindestaufbau umfasst drei Scheiben, denn die oberste Scheibe zählt als Verschleißschicht. Zudem können der Bauherr oder die Berufsgenossenschaft eine rutschhemmende Oberfläche fordern, beispielsweise in Form einer Bedruckung der obersten Scheibe (Abb. 8). Da diese

Ungeregelte Bauprodukte und Bauarten Die bauaufsichtlich eingeführten technischen Regeln spiegeln Erfahrungswerte bei bewährten Konstruktionen wider und gewährleisten so eine ausreichende Sicherheit. Ungeregelte Bauprodukte – mit Ausnahme derjenigen in Liste C der BRL – und ungeregelte Bauarten müssen ihre Eignung für den vorgesehenen Einsatz dagegen individuell belegen. Der sogenannte Verwendbarkeitsnachweis für Bauprodukte bzw. Anwendbarkeitsnachweis für Bauarten kann auf verschiedenen Wegen erbracht werden (Tabelle T4): • Allgemeines bauaufsichtliches Prüfzeugnis (AbP)

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Absturzsichernde Verglasungen Wenn begehbare Flächen an mehr als 1 m tiefer liegende Flächen grenzen, müssen Vertikalverglasungen unter bstimmten Voraussetzungen gegen Absturz sichern. Das trifft häufig für raumhohe Verglasungen von Verwaltungsbauten, aber auch für Geländerausfachungen in PfostenRiegel-Konstruktionen oder Fensterwänden sowie für Balkonbrüstungen zu. Eine Person, die gegen die Verglasung prallt, darf sich nicht verletzen oder gar hindurchstürzen. Bei einem Bruch sollen die Splitter stumpf sein und Glasbruchstücke auf der abgewandten Seite nicht auf darunterliegende Verkehrsflächen fallen. Die über die TRLV hinausgehenden Anforderungen regeln die TRAV. Da sie ein geregeltes Bauprodukt nur unter Verwendung von VSG ermöglichen, erfordert der Einsatz von PV-Modulen eine AbZ oder einer ZiE. Beides ist prinzipiell mit experimentellen Nachweisen, z. B. Pendelschlagversuchen, verbunden.

• Allgemeine bauaufsichtliche Zulassung (AbZ) • Zustimmung im Einzelfall (ZiE) • Europäische Technische Zulassung (ETZ) in Verbindung mit nationalen Beschränkungen Allgemeines bauaufsichtliches Prüfzeugnis Ein AbP erfordert den geringsten Aufwand, setzt aber Bauprodukte nach Bauregelliste A Teil 2 oder Bauarten nach Teil 3 mit geringen Sicherheitsanforderungen voraus, für die es allgemein anerkannte Prüfverfahren gibt (Tabelle T4). Sie gelten in der Regel fünf Jahre und werden von bauaufsichtlich anerkannten Prüfstellen (PÜZ-Stellen) erteilt. Dachintegrierte PV-Module lassen sich auf diese Weise als »harte Bedachung« qualifizieren (siehe S. 79). Allgemeine bauaufsichtliche Zulassung Wenn ein Bauprodukt oder eine Bauart häufig in gleicher Art und Weise verwendet wird, ein AbP aber nicht möglich ist, bietet sich eine AbZ an. Der Hersteller beantragt sie beim Deutschen Institut für Bautechnik (DIBt). Für Glasprodukte wie VSG aus TVG oder für VSG mit speziellen Folien, deren Eigenschaften von denen der PVB-Folie abweichen, existiert oft eine AbZ. Wegen des relativ aufwendigen Verfahrens gibt es bisher kaum Zulassungen für PV-Module. Das Nachweisprogramm besteht aus experimentellen Bauteilprüfungen, Standsicherheitsnachweis und Gutachten. Je nach Ver- bzw. Anwendungszweck stellen es das DIBt und die ggf. konsultierten Sachverständigenausschüsse (SVA) mit Vertretern aus Baubehörden, Forschung, Prüfstellen und Wirtschaft für das jeweilige Bauprodukt oder die entsprechende Bauart zusammen. Typische Bauarten mit AbZ sind Vordach- oder Sonnenschutzsysteme in verschiedensten Variationen. Die Hersteller können eine gewünschte Integration

Technische Regeln und Baurecht Experimentelle Nachweise

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von Solarzellen als Option in die Zulassung aufnehmen, um Einzelnachweise in der Baupraxis zu vermeiden. Die in der Regel für fünf Jahre erteilte AbZ beschränkt sich auf den beantragten Anwendungsbereich und regelt Bemessung, Ausführung und Montage. Sie gilt nur für das eingereichte System und nicht für baugleiche Kopien eines anderen Herstellers. Europäische Technische Zulassung Zusätzlich besteht die europaweit gültige Alternative einer ETZ. In Deutschland ist wie auch bei der nationalen AbZ das DIBt die zuständige Stelle. Für einige Bauprodukte oder Bauarten gibt es Leitlinien (European Technical Approval Guideline, kurz ETAG), die das Zulassungsverfahren erleichtern. Beispielsweise gilt die ETAG 002 für geklebte Glaskonstruktionen und legt Anforderungen an Structural-Sealant-Glazing (SSG)-Systeme fest. Die Leitlinie beschränkt sich dabei auf Verklebungen, bei denen das Glas im Werk mit einem metallischen Trägerrahmen verklebt wird, um das so entstandene Fassadenelement an einer klassischen Pfosten-Riegel-Konstruktion zu befestigen. Im Gegensatz zu einer AbZ beschreibt eine ETZ aber nur das Produkt, während die Bestimmungen zu Verwendung und Bemessung in der Verantwortung des jeweiligen Mitgliedstaates liegen, in dem das Bauvorhaben realisiert wird. In Deutschland sind nach der MLTB nur bestimmte Ausführungsarten, auch in Abhängigkeit von der Einbauhöhe, zulässig (siehe »Konstruieren und Integrieren«, S. 53ff.). Zudem benötigt der verwendete Silikonklebstoff selbst eine AbZ für die Verwendung in dieser Bauart. Die ETZ ist in der Regel für einen Zeitraum von fünf Jahren gültig. Geklebte Glaskonstruktionen können aber auch weiterhin über eine AbZ oder eine ZiE realisiert werden.

Vertikalverglasung mit PV-Modulen in 36 mm starkem Isolierglasverbund. Vorhangfassade in Pfosten-Riegel-Konstruktion. Modehaus in Köln (D) 2002, Architekturbüro Georg Feinhals Überkopfverglasung im Isolierglasaufbau als geregelte Bauart nach TRLV. Verbundaufbau: 6 mm TVG, 3 mm Floatglas mit teiltransparenter amorpher Siliziumbeschichtung, SZR, 8 mm VSG. Grundschule in München-Trudering (D) 2003, Krug & Partner Architekten teiltransparente Glas-Glas-Module aus TVG, die als bedingt betretbare Überkopfverglasung eine ZiE mit Nachweis der Resttragfähigkeit benötigten, Hauptbahnhof in Berlin (D) 2006, von Gerkan, Marg und Partner Begehbare Verglasung mit rutschhemmender Bedruckung. Verbundaufbau: 6 mm ESG (Weißglas), PVB-Folie, 12 mm TVG (Weißglas), PVBFolie, polykristalline Solarzellen, PVB-Folie, 12 mm TVG mit rückseitigem Siebdruck (hellblau). Sonnendenkmal in Zadar (HR) 2007, Nikola Bašić

Zustimmung im Einzelfall Liegen keine Zulassungen vor und scheidet ein AbP aus, benötigen ungeregelte Bauprodukte und Bauarten eine Zustimmung im Einzelfall. Bei gebäudeintegrierten PV-Anlagen kommt diese Variante am häufigsten vor. Der Bauherr beantragt sie bei der Obersten Bauaufsichtsbehörde des jeweiligen Bundeslandes. Eine ZiE gilt ausschließlich für das konkrete Bauvorhaben und ist nicht auf andere Projekte übertragbar, auch wenn diese ähnlich oder nahezu identisch sind. Allerdings können die Unterlagen einer früheren Zustimmung helfen, das Verfahren zu erleichtern. Wenn Bauprodukte und Bauarten nur unwesentlich von den technischen Regeln abweichen, kann die Oberste Bauaufsichtsbehörde im Einzelfall sogar darauf verzichten. Nach mehreren Präzedenzfällen erteilen einige Bundesländer eine ZiE, die nur aus dem Grund beantragt wird, weil ein PV-Element als ungeregeltes Bauprodukt anstelle einer gewöhnlichen Verglasung zum Einsatz kommt, relativ schnell und unbürokratisch. Sie ersetzt jedoch nicht die auch weiterhin erforderliche Baugenehmigung. Prinzipiell sollte sich der Planer frühzeitig mit der zuständigen Obersten Bauaufsichtsbehörde in Verbindung setzen, um die projektspezifische Vorgehensweise, die einzuschaltenden Institutionen und Sachverständigen sowie den Umfang der Nachweise, Bescheinigungen und Bauteilprüfungen abzustimmen. Dabei kann auch geklärt werden, ob konstruktive Veränderungen möglich sind, die bestimmte Untersuchungen erübrigen. Kosten und Dauer des Verfahrens fallen von Land zu Land sehr unterschiedlich aus. Neben experimentellen Untersuchungen und Gutachten kann die Behörde eine Einbauüberwachung verlangen.

ten erfordern häufig experimentelle Nachweise. Je nach Bundesland unterscheiden sich die anwendungsspezifischen Anforderungen der obersten Bauaufsichtsbehörden und ihr Umgang mit der Photovoltaik. Viele gebäudeintegrierte PV-Konstruktionen gehen jedoch immer mit denselben obligatorischen Standardversuchen für konventionelle Verglasungen einher. Dabei müssen die Versuchskörper grundsätzlich mit den Originalbauteilen im Hinblick auf Modulaufbau, Lagerung und weitere Randbedingungen ausreichend genau übereinstimmen.

Experimentelle Nachweise Zustimmungs- oder Zulassungsverfahren für ungeregelte Bauprodukte oder Bauar-

Bedingt betretbare Verglasungen Im Rahmen der Bauteilversuche wird überprüft, ob ein betretbares Glasbauteil

Überkopfverglasungen Bei Konstruktionen außerhalb der TRLV gilt es im Überkopfbereich, die Resttragfähigkeit bei Glasbruch experimentell nachzuweisen, damit die PV-Elemente im Schadensfall bis zur vollständigen Räumung und Sicherung der Gefahrenstelle in ihrem Auflager verbleiben. Dazu wird die unter einer Flächenlast stehende Verglasung so angeschlagen, dass ein Bruch beider Scheiben des VSG mit ungünstigem Rissverlauf entsteht. Anschließend muss die zerstörte Verglasung die Belastung je nach Gefährdungspotenzial über mindestens 24 Stunden tragen, ohne vollständig zu versagen und ohne dass Bruchstücke herabfallen. Die flächige Belastung bringen beispielsweise Sandsäcke auf, die eine Schnee- oder Staublast auf der Glasscheibe nachbilden. Ihr Gewicht hängt daher vom geplanten Einsatzort ab. Während PVB- und EVA-Folien in PV-Modulen eine gute Resttragfähigkeit gewährleisten, kann in Gießharzmodulen die Gewebewirkung der verlöteten Waferzellen das ungünstigere Materialverhalten des Gießharzes positiv beeinflussen (S. 79, Abb. 12).

77

Technische Regeln und Baurecht Experimentelle Nachweise

9 Prüfung der Biegefestigkeit eines Trägerglases mit Dünnschichtsolarzellen Doppelringbiegeversuch nach DIN EN 1288-5 10 Vierpunkt-Biegeversuch zur Ermittlung des Verformungsverhaltens und des Schubverbunds von PV-Dünnschichtmodulen 11 Pendelschlagversuch zum Nachweis der Stoßsicherheit für eine absturzsichernde Verglasung nach TRAV am Beispiel der Geländerausfachung einer Balkonkonstruktion. Die Prüfstelle beurteilt 9 auch die Eignung der Glashaltekonstruktion.

in der Lage ist, die planmäßigen Lasten bei stoßbedingtem Ausfall der obersten Verglasungsschicht abzutragen. Im schlimmsten Fall lässt eine Person, die sich zur Reinigung oder Wartung auf der Verglasung befindet und einen 10-Liter Kunststoffeimer mitführt, ein hartes Werkzeug fallen und stürzt anschließend selbst. Die Prüfung folgt in der Regel den Grundsätzen für die Prüfung und Zertifizierung von betretbaren oder bedingt betretbaren Bauteilen (GS-BAU-18). Dabei wird die unter Last zerstörte oberste Glasscheibe zweimal für 15 Minuten mit einer Personenersatzlast von 100 kg auf einer Fläche von 20 ≈ 20 cm beaufschlagt. Dazwischen wird ein Stoßkörper aus einer Höhe von mindestens 1,20 m auf die Scheibe abgeworfen. Der Stoßkörper, ein mit kleinen Glaskugeln gefüllter Leinensack mit einem Gewicht von 50 kg, simuliert den Sturz einer Person. Die Verglasung darf während des gesamten Versuchs weder aus ihrer Halterung rutschen oder vom Stoßkörper durchschlagen werden, noch dürfen Bruchstücke herabfallen, die Verkehrsflächen gefährden könnten. Begehbare Verglasungen In diesem Fall erfolgt der Nachweis der ausreichenden Stoßsicherheit über einen harten Stoß mittels eines 40 kg schweren Stahlkörpers, der im oberen Bereich

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zylindrisch und im unteren Bereich konisch geformt ist. Dieser wird aus einer Höhe von 800 mm auf die unter der halben planmäßigen Verkehrslast stehenden Scheibe so fallengelassen, dass er maximale Glas- und Halterschädigungen hervorruft. Die Verkehrslast besteht aus dem Gewicht mehrerer Personen (jeweils 100 kg auf 20 ≈ 20 cm) in ungünstigster Laststellung. Im Anschluss wird an der zerstörten Verglasung das Tragverhalten bei Glasbruch, also die Resttragfähigkeit, getestet. Innerhalb einer Standzeit von mindestens 30 Minuten dürfen keine größeren Bruchstücke herabfallen. Absturzsichernde Verglasungen Pendelschlagversuche liefern den experimentellen Nachweis der Stoßsicherheit von absturzsichernden Verglasungen. Als Pendelkörper dient ein Zwillingsreifen mit einer Masse von 50 kg, der je nach Ausführung der absturzsichernden Konstruktion aus einer Höhe von 45, 70 oder 90 cm auf die Verglasung pendelt und den Anprall eines Menschen als weichen Stoß simuliert (Abb. 11). Er darf die Verglasung weder durchschlagen noch aus den Verankerungen reißen. Ein Bruch der VSG-Verglasungen ist zulässig, wenn keine Risse mit mehr als 76 mm Öffnungsweite auftreten und keine größeren Bruchstücke herabfallen.

Besonderheiten bei PV Obwohl das mechanische Verhalten von Solarmodulen einen festen Platz in der elektrotechnischen Zertifizierung einnimmt, helfen deren experimentelle Versuche beim Einsatz in Fassaden oder Verglasungen mit baurechtlichen Anforderungen meist nicht weiter. Weil die PV-Hersteller unterschiedliche Zwischenschichten verwenden, die wiederum im Bauwesen nicht gebräuchlich sind, bestehen wenig Erfahrungswerte hinsichtlich des Trag- und Verbundverhaltens bei den relevanten Temperaturen. Hinzu kommt der mögliche Einfluss der Solarzellen. Insbesondere bei Dünnschichtmodulen schädigen die Zellbeschichtung und -strukturierung das Trägerglas und verändern dessen Biege- und Haftfestigkeit. In Anlehnung an genormte Versuche für Glas im Bauwesen lassen sich solche grundlegenden Materialeigenschaften in Abhängigkeit von Temperatur und Dauer gut an kleinformatigen Proben untersuchen. So weist ein Doppelringbiegeversuch die Biegefestigkeit nach oder Scher-, Zug- und Schälversuche die Haftfestigkeit unter verschiedenen Beanspruchungen (Abb. 9). Die Forschung untersucht an Modulen in Originalgröße mit adaptierten Testmethoden weitere Eigenschaften, z. B. das Resttragverhalten anhand von Kugelfallversuchen oder die Verbundwirkung ver-

T4: Nachweise der Ver- bzw. Anwendbarkeit ungeregelter Bauprodukte bzw. Bauarten Allgemeines bauaufsichtliches Prüfzeugnis nach § 19 Musterbauordnung (MBO)

Allgemeine bauaufsichtliche Zulassung nach § 18 Musterbauordnung (MBO)

Zustimmung im Einzelfall nach § 20 Musterbauordnung (MBO)

Europäische Technische Zulassung

zuständige Behörde

Bauaufsichtlich anerkannte Prüfstelle nach § 25 MBO

Deutsches Institut für Bautechnik (DIBt)

Oberste Bauaufsichtsbehörde des jeweiligen Bundeslandes

Deutschland: Deutsches Institut für Bautechnik (DIBt)

Antragsgegenstand

nicht geregelte Bauprodukte und Bauarten, deren Verwendung nicht der Erfüllung erheblicher Anforderungen an die Sicherheit baulicher Anlagen dient oder die nach allgemein anerkannten Prüfverfahren beurteilt werden können

nicht geregelte Bauprodukte und Bauarten

nicht geregelte Bauprodukte und Bauarten

nicht geregelte Bauprodukte und Bauarten; Verwendung und Bemessung nach nationalen Anwendungsnormen und -regeln

Gültigkeitsdauer

in der Regel fünf Jahre

in der Regel fünf Jahre

einmalig für beantragtes Bauprodukt/Bauart

in der Regel fünf Jahre

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Technische Regeln und Baurecht Brandschutz

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12

schiedener Modulaufbauten im VierpunktBiegeversuch (Abb. 10). Die Ergebnisse können zu einer zukünftigen baurechtlichen Qualifizierung von PV-Elementen beitragen. Brandschutz Brandschutzmaßnahmen sollen die Entstehung und Ausbreitung von Feuer und Rauch verhindern und bei einem Brand Rettungs- und wirksame Löscharbeiten ermöglichen. Gemäß diesem Schutzziel legt die MBO Anforderungen an das Brandverhalten von Baustoffen und die Feuerwiderstandsfähigkeit von Bauteilen fest. Baustoffe unterscheiden sich in: • nichtbrennbare • schwerentflammbare • normalentflammbare Bauteile gliedern sich in: • feuerhemmende • hochfeuerhemmende • feuerbeständige Je nach Anwendungsfall, Gebäudehöhe und Abstand zu Nachbargebäuden dürfen beispielsweise in Fassaden nur schwerentflammbare Baustoffe verwendet werden. BRL A Teil 1 ordnet die bauaufsichtlichen Benennungen den verschiedenen nationalen und europäischen Klassen der Prüf- und Klassifizierungsnormen zu: DIN 4102 »Brandverhalten von Baustoffen und Bauteilen« und DIN EN 13501 »Klassifizierung von Baupro-

13

dukten und Bauarten zu ihrem Brandverhalten«. Da die PV-Modulhersteller ihre Produkte für gewöhnlich nicht klassifizieren, bleibt das Brandverhalten in der Praxis ungeklärt. Eine Klassifizierung ohne Prüfung (Brandversuche) ist für PV-Elemente mangels versuchstechnischer Erfahrung nicht möglich, jedoch handelt es sich wegen der Brandlast der enthaltenen Kunststoffe bestenfalls um schwerentflammbare Baustoffe. Daher ist ihr Einsatz projektbezogen mit dem Brandschutzgutachter abzustimmen, wenn an die Module spezielle brandschutzrechtliche Anforderungen gestellt werden. Beispielsweise in Sonderbauten wie Krankenhäusern, Versammlungsstätten, Verkaufsstätten oder Hochhäusern erlaubt die MBO nur nichtbrennbare Baustoffe. Gegebenenfalls ist eine ZiE nötig. Besondere Aufmerksamkeit bei der Minimierung der Brandlast gilt der Kabelführung. Durchbrüche und über verschiedene Brandzonen durchgehende Kabel sind brandschutztechnisch problematisch. Eine geschützte Verlegung der Leitungen in den Fassadenprofilen oder in Kabelkanälen sowie möglichst kleine Anschlussdosen erleichtern die Genehmigung. Für den äußeren Dachabschluss – und damit auch für dachintegrierte PV-Elemente – fordert die MBO in der Regel

T5: Auszug aus der Bauregelliste A Teil 3, Ausgabe 2008/1 bzw. Änderungen Ausgabe 2008/2 (ungeregelte Bauarten, die nach allgemein anerkannten Prüfverfahren beurteilt werden können) Übereinstimmungsnachweis

Bauart

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5

2.8

Bauarten zur Herstellung von Bedachungen (Dachhaut), an die Anforderungen hinsichtlich Widerstandsfähigkeit gegen Flugfeuer und strahlende Wärme gestellt werden. Satz 2 aus lfd. Nr. 2.1 gilt entsprechend.

P1

DIN 4102-7:1998-07 oder DIN V ENV 1187:2006-10 Prüfverfahren 1 in Verbindung mit DIN EN 13501-5:2006-03, DIN EN 13501-5 /Berichtigung 1:2007-02 und Anlage 0.1.3 der Bauregelliste A Teil 1

Übereinstimmungserklärung des Anwenders

1

P: Allgemeines bauaufsichtliches Prüfzeugnis

Anwendbarkeitsnachweis

anerkanntes Prüfverfahren nach

Lfd. Nr.

eine »harte Bedachung«. Ausnahmen gelten beispielsweise für kleine unbeheizte Gebäude ohne Aufenthaltsräume oder wenn bestimmte Mindestabstände zur Grundstücksgrenze und zu Nachbarhäusern eingehalten werden. Eine harte Bedachung bedeutet die qualifizierte Widerstandsfähigkeit gegen Flugfeuer und strahlende Wärme. Sie verhindert die Ausbreitung des Feuers auf dem Dach und eine Brandübertragung in das Innere des Gebäudes. DIN 4102-4 führt z. B. Ziegel und mindestens 0,5 mm dicke Metallbleche, nicht aber Photovoltaikelemente als harte Bedachungen auf. Dachintegrierte PV-Systeme benötigen daher einen Anwendbarkeitsnachweis. Die meisten Hersteller entscheiden sich für das unkomplizierte AbP. Hierfür erkennt die Bauregelliste A, Teil 3 Brandprüfungen nach DIN 4102-7 oder Prüfverfahren 1 nach DIN V ENV 1187 »Prüfverfahren zur Beanspruchung von Bedachungen durch Feuer von außen« als Nachweis an (Tabelle T5). Die identischen Tests bewerten das Brandverhalten von Bedachungen gegenüber externen Brandherden anhand eines Brandsatzes. Dabei brennt ein mit Holzwolle gefülltes Drahtgestell auf einem repräsentativen Probedach ab (Abb. 13). Das Feuer darf sich nur begrenzt ausbreiten und kein brennendes oder glimmendes Material darf herabfallen. 12 Experimenteller Nachweis der Resttragfähigkeit einer PV-Überkopfverglasung im Sommerfall entsprechend der Erwärmung durch die Solarzellen auf 60 °C. Verbundaufbau: 6 mm TVG, 2 mm Gießharz mit polykristallinen Zellen, 8 mm TVG 12 Prüfung der Widerstandsfähigkeit einer Dachhaut gegen Flugfeuer und strahlende Wärme (harte Bedachung) nach DIN 4102-7 und DIN V ENV 1187 mittels Brandsatz an einem geneigten Probedach mit horizontalem und vertikalem Stoß Anmerkungen: [1] Musterbauordnung – MBO – Fassung November 2002. Alle Zitate entstammen dieser Fassung. [2] Wirtschaftsministerium BW 2005, S. 38

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Ausführungsbeispiele Photovoltaik

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Umweltbundesamt in Dessau Sauerbruch Hutton, Berlin

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Institutsgebäude in Peking Mario Cucinella Architects, Bologna

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Gemeindehaus in Ludesch Hermann Kaufmann, Schwarzach

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Paul-Horn-Arena in Tübingen Allmann Sattler Wappner, München

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Sporthalle in Burgweinting Hochbauamt Regensburg, Tobias Ruf

94

Büro- und Wohngebäude in München a+p Architekten, München

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Aufstockung und Neubau eines Büround Wohnhauses in Darmstadt opus Architekten, Darmstadt

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Einfamilienhaus in Hegenlohe Tina Volz, Stuttgart Michael Resch, Langenargen

Anmerkungen: [1] Klobasa 2005

81

Umweltbundesamt in Dessau

Architekten:

Sauerbruch Hutton, Berlin Matthias Sauerbruch, Louisa Hutton Mitarbeiter: Juan Lucas Young, Jens Ludloff Projektleiter: Andrew Kiel, René Lotz Tragwerksplaner: Krebs und Kiefer, Berlin Energiekonzept: Zibell Willner und Partner, Köln/Berlin Energieberatung: IEMB, Berlin PV-Planer: Ingenieurbüro Lehr, Dessau Baujahr: 2005

Als Modellprojekt für innovatives Bauen schlängelt sich das 460 m lange Gebäude des Umweltbundesamts in Dessau, kurz UBA genannt, demonstrativ dynamisch und farbenfroh auf dem innenstadtnahen Gelände des ehemaligen Wörlitzer Bahnhofs. Durch seine Faltungen reagiert der Bau individuell auf die jeweilige städtische Situation und erzeugt damit differenzierte Raumqualitäten im Außen- und Innenbereich: Ein halbrundes Forum öffnet sich mit verglasten Fassaden der Umgebung und ist Ort öffentlicher Veranstaltungen und Ausstellungen. Daran schließt ein begrüntes Atrium an, überspannt von einem vollverglasten Dachtragwerk mit integriertem Sonnenschutz. Die Außenfassade unterstreicht in Material und Farbgestaltung das Konzept des langen Bands: 33 Farben aus sieben Farbfamilien gliedern in chromatischer Abstufung das Gebäude. Durchlaufende, vorgefertigte Brüstungselemente mit Lärchenholzschalung alternieren mit zurückgesetzten Fenstern und bündigen, farbig bedruckten Glasflächen. Über motorisch gesteuerte Klappen hinter opakem Glas erfolgt die Nachtlüftung der Büroräume. Atrium und Forum dienen neben der Belichtung innen liegender Büroräume der Optimierung des Energie- und Klimahaushalts: Das gesamte Gebäude wird über die Dachebene des zentralen Falttragwerks entlüftet, der Innenhof fungiert als thermische Pufferzone. Durch Maßnahmen wie hoch wärmegedämmte Außenwände, eine solarthermische Anlage und einen großen Erdwärmetauscher erreicht der Verwaltungsbau fast den Energiestandard eines Passivhauses. Die Photovoltaikanlage ist in die nach Süden gerichteten Flächen des Forumdachs integriert. Als Glas-GlasLaminate sind die PV-Module nur in der oberen Dachhälfte eingebaut um eine Verschattung durch das benachbarte Dach-Shed auszuschließen. 82

Schnitt Grundriss Erdgeschoss Maßstab 1:2000 Axonometrie A 1 2 3 4 5

aa

6 7 8

Forum Hörsaal Ausstellung Bibliothek Neubau Bestand ehemaliger Wörlitzer Bahnhof (Bibliothek) Cafeteria Atrium Meeting

a

8

3

? 1

8

4 7

8 7 2 8

6

a

5

Ausführungsbeispiele Photovoltaik Umweltbundesamt in Dessau

Vertikalschnitt Dach Maßstab 1:20 12

9 VSG 16 mm auf Pfosten-Riegel-Konstruktion aus Stahlhohlprofilen 10 Sonnenschutz textil Brandschutzklasse B1 0,43 mm 11 Photovoltaikelement VG aus TVG 6 mm + TVG 8 mm, dazwischen Solarzellen in Gießharz eingebettet 2 mm 12 Ober- und Untergurt Stahlrohr Ø 219 mm 13 Glaslamellen rahmenlos, motorisch gesteuert VSG 12 mm 14 Stahlrohr Ø 140 mm 15 Zugstab Ø 42 mm,

11

13

14 9

10

15

12 A

Technische Daten der PV-Anlage: Größe der Anlage

387 m2

Leistung

32 kWp

Ausrichtung, Neigung

Südost, 30°

Erträge

ca. 25 000 kWh/a

CO2-Vermeidung1

ca. 14 600 kg /a

Einbausituation

dachintegriert (Sheddach), Überkopfverglasung

Module Anzahl Abmessungen Aufbau Hersteller

Spezialanfertigung 140 2040 ≈ 1340 mm Glas-Glas-Modul Saint-Gobain Glass Solar, Aachen

Zellen Hersteller

polykristallin, blau ersol Solar Energy, Erfurt

Besonderheiten

28 %Teiltransparenz durch geringe Belegungsdichte, Zustimmung im Einzelfall

1

Die Nutzung oder Netzeinspeisung von Solarstrom substituiert konventionellen Strom und vermeidet dadurch die Emission von etwa 0,584 kg CO2 je kWh in Deutschland. [1]

83

Institutsgebäude in Peking

Architekten: Mitarbeiter:

Mario Cucinella Architects, Bologna Elizabeth Francis, David Hirsch, Giulio Altieri Projektleitung: Favero & Milan Ingegneria, Mirano/Peking Tragwerksplaner: Favero & Milan Ingegneria, Mirano/Peking China Architecture Design & Research Group, Peking Energiekonzept: Federico Butera, Politecnico di Milano PV-Planer: Politecnico di Milano Favero & Milan Ingegneria, Venezia Baujahr: 2006

Das sogenannte »Sino-Italian Ecological and Energy-Efficient Building« (SIEEB) ist ein italienisch-chinesisches Gemeinschaftsprojekt auf dem Campus der Tsinghua Universität in Peking. Es soll die Möglichkeiten energieeffizienten Bauens in China demonstrieren und zugleich eine Plattform für langfristige, länderübergreifende Zusammenarbeit auf den Gebieten Energie und Umwelt etablieren. Nach Norden tritt das 40 m hohe Institutsgebäude kompakt und weitgehend geschlossen den kalten Winden des Pekinger Winters entgegen; nach Süden öffnet es sich mit zwei geschossweise vor- und zurückspringenden Flügeln beidseitig eines Innenhofs zur Sonne. So maximiert sich der Licht- und Energieertrag trotz einer Nachbarbebauung mit zehn Geschossen. Weit auskragende Stahlkonstruktionen lösen das expressive Gebäude weiter auf. Sie dienen als Unterkonstruktion für die feststehenden, aufgeständerten Photovoltaiklamellen. Diese verschatten Terrassen und Bürofassaden und liefern 20 kWp aus 190 Solarmodulen mit je 105 Watt Leistung. Da in China die Einspeisung von elektrischer Energie ins öffentliche Netz bislang ausgeschlossen ist, wird der hier gewonnene Strom intern genutzt. Die übrigen Fassaden sind zweischichtig ausgebildet. Den westlichen und östlichen Außenseiten sind bedruckte Glasscheiben vorgehängt, mit horizontalen Sonnenblenden im Zwischenraum und auf der Innenseite sowie innen liegenden Rollos. Den zum Hof orientierten Fassaden sind horizontale, teils drehbare Glaslamellen vorgelagert, die Solareintrag und Belichtung steuern. Auf Bodenhöhe strömt gekühlte bzw. erwärmte Zuluft, die das Klima im Inneren des Gebäudes reguliert. Gasbetriebene Generatoren erzeugen einen Großteil des zusätzlich benötigten Stroms, ihre Abwärme wird zur Warmwasserbereitung und Klimatisierung genutzt. 84

9

Grundrisse 5. Obergeschoss Erdgeschoss Schnitt Maßstab 1:1000

10

10 11

a

2 7 1

3

4

5

8

6

a

1 Empfang 2 Studenteninformation 3 Foyer 4 Auditorium 5 offener Durchgang 6 begrünter Tiefhof 7 Wasserbecken 8 Ausstellung 9 Labor 10 Büro 11 Terrasse

Ausführungsbeispiele Photovoltaik Institutsgebäude in Peking

Technische Daten der PV-Anlage: Größe der Anlage Leistung

19,95 kWp

Ausrichtung, Neigung

Süd, 35°

Erträge

ca. 25 000 kWh/a

CO2-Vermeidung1

ca. 36 900 kg /a

Einbausituation

freistehende PV-Elemente auf Terrassen, Sonnenschutz

Module Anzahl, Abmessungen Aufbau Hersteller

Sonderanfertigung 190, 1900/790 mm ohne Angabe EniTecnologie, San Donato Milanese

Zellen Hersteller

polykristallin EniTecnologie, San Donato Milanese

1

A

150 m2

Die Nutzung oder Netzeinspeisung von Solarstrom substituiert konventionellen Strom und vermeidet dadurch die Emission von CO2. [1]

aa

85

Ausführungsbeispiele Photovoltaik Institutsgebäude in Peking

2

1

3

6

4

5

Vertikalschnitt Südfassade Maßstab 1:20

8

9

7

1 Terrassenbelag Naturstein 30 mm Mörtelbett 55 mm Gefällebeton Bitumenbahn zweilagig Dämmplatte Schaumstoff 50 mm Dampfsperre Fertigteil Leichtbeton 120 mm 2 Photovoltaikpaneel teiltransparent, Rahmen Aluminiumrohr | 38/38/4 mm 3 Stahlrohr | 150/100/8 mm 4 Stahlprofil fi 300/100/15 mm 5 Aussteifung Stahlblech 10 mm 6 Aluminiumpaneel hinterlüftet 3 mm Dämmplatte Steinwolle 150 mm 7 VSG 13 mm mit horizontalen Streifen matt bedruckt 8 Isolierverglasung 8 + 16 + 10 mm 9 Trägerplatte Hohlraumboden gefliest, 600/600/60 mm 10 Deckenverkleidung abgehängt: Aluminium 4 mm Wärmedämmung 95 mm 11 Brüstung VSG 17 mm

10

11

A

86

Gemeindehaus in Ludesch

Architekt: Mitarbeiter:

Hermann Kaufmann, Schwarzach Roland Wehinger, Martin Längle, Norbert Kaufmann Tragwerksplaner: Mader & Flatz, Bregenz merz kley partner, Dornbirn Energiekonzept: Synergy, Dornbirn PV-Planung: Ertex Solar, Amstetten Baujahr: 2006

Das Gemeindezentrum bildet durch die Anordnung seiner drei Baukörper einen neuen überdachten Platz. Innerhalb der sehr heterogenen Struktur der Gemeinde, die keinen verdichteten alten Kern oder ein gewachsenes Zentrum besitzt, wird so erstmals eine echte Mitte definiert. Diese gibt der losen räumlichen Beziehung der bestehenden Gemeindebauten wie Kirche, Schule und Saal Halt. Um den neuen Platz gruppieren sich Funktionen wie Gemeindeamt, Post, Café, Läden, Vereinsräume und Büros sowie eine Säuglingsgruppe und ein kleinerer Saal. Sie beleben das Geschehen unter der schattenspendenden Überdachung, die mit teiltransparenten Photovoltaikelementen gedeckt ist. Diese dienen nicht nur dem Regen- und Sonnenschutz, sondern produzieren pro Jahr ca. 16 000 kWh elektrische Energie. Das Dach besteht insgesamt aus 120 Modulen, welche shedartig in zwölf Bahnen nach Südwesten ausgerichtet sind. Die fast 2,5 m2 großen Module sind in ihrem Aufbau als Glas-Glas-Laminate konstruktiv auf das schneereiche Gebiet und den Einsatz als Überkopfverglasung abgestimmt. Um sowohl einen maximalen Jahresertrag als auch eine gleichmäßige Erscheinung des Sheddachs als Sonnenschutz zu erzielen, sind die Solarmodule jeweils in drei unterschiedlich verschaltete Bereiche eingeteilt. Die untersten vier Zellreihen sind permanent verschattet und deshalb elektrisch nicht angeschlossen. Die mittlere Teilfläche, die nur im Winter durch benachbarte Sheds und Schnee verschattet wird, bildet eine separate Reihenschaltung, um die Effizienz der oberen Zellreihen nicht zu beeinträchtigen. Die Fassade des Holzbaus wird geprägt vom Zusammenspiel der Holzverschalung und vertikalen sägerauen Holzlamellen mit den großflächigen rahmenlosen Verglasungen und den präzise gesetzten Stahlteilen.

Schnitt • Grundrisse Maßstab 1:800 1 2 3

4 5 6 7 8 9 10

überdachter Dorfplatz Café Mehrzwecksaal

Spielgruppe Büro Bücherei Post Säuglingsfürsorge Bürofläche Gemeindeamt

aa

8 10

9 c

c

9

9 9

4

3

6

2 b b a

5 5

a

1 7

87

Ausführungsbeispiele Photovoltaik Gemeindehaus in Ludesch

2

3

4

1

6

5

Vertikalschnitte Maßstab 1:20

7

bb

88

1 Elastomerbitumenbahn zweilagig, beschiefert 10 mm Wärmedämmung Mineralwollplatten 2≈ 120 mm Gefälledämmung EPS i. M. 70 mm Dampfsperre Bitumenbahn Diagonalschalung Fichte sägerau 27 mm Deckenbalken 110/280 mm Abhängerost Holz 280 mm Dämmung Schafwolle 40 mm Akustikvlies Akustikdecke Weißtanne 20/40 mm 2 VSG aus 2≈ TVG 8 mm 3 Randträger aus Stahlblech 8 + 15 mm 4 Photovoltaikelement VG aus ESG Weißglas 6 mm + Float 8 mm, dazwischen teiltransparente PV-Zellen in PVB eingebettet 5 Kantholz Weißtanne 120/40 mm 6 Brettschichtholz 100/240 7 Isolierverglasung ESG 6 + SZR 16 + Float 6 + SZR 16 + ESG 6 mm 8 Weißtanne sägerau 120/40 mm 9 Stütze Stahlrohr Ø 159/10 mm 10 Holzfenster thermisch getrennt mit 3-fach Isolierverglasung 51 mm, UW = 0,6 W/m2K (Fenster gesamt: UG = 0,8 W/m2K)

Ausführungsbeispiele Photovoltaik Gemeindehaus in Ludesch

2

7 4

1

8

cc Technische Daten der PV-Anlage: Größe der Anlage

278,51 m2

Leistung

18,05 kWp

Ausrichtung, Neigung

Südwest, 16°

Erträge

ca. 16 000 kWh/a

CO2-Vermeidung1

ca. 13 400 kg /a

Einbausituation

offenes Sheddach

Module Anzahl Abmessungen Aufbau Hersteller

Spezialanfertigung 120 1060 ≈ 2260 mm2 Glas-Glas-Laminat Ertex Solar, Amstetten

Zellen

monokristallin Sunways transparente Solar Cells, vollquadratisch Sunways, Konstanz

Hersteller Besonderheiten

1

9

10

7

Teiltransparenz (18 % Transparenz), inaktive Zellen im unteren Viertel (auch im Sommer verschattet); zweites Viertel von unten separat angeschlossen (nur im Winter verschattet)

Die Nutzung oder Netzeinspeisung von Solarstrom substituiert konventionellen Strom und vermeidet dadurch die Emission von CO2.

89

Paul-Horn-Arena in Tübingen

Architekten: Mitarbeiter:

Allmann Sattler Wappner, München Dirk Bauer, Birgit Bader, Eva Hartl, Kai Homm, Christof Kilius, Thomas Meusburger, Martin Plock, Ulf Rössler, Steffen Schwarz TragwerksWerner Sobek Ingenieure, planung: Stuttgart Energiekonzept: Transsolar Energietechnik, Stuttgart PV-Planer: SunTechnics Fabrisolar, Küsnacht Baujahr: 2004

In unmittelbarer Nachbarschaft zum Sportgelände der Stadt Tübingen und zum großzügigen Freibadareal entlang der Auenlandschaft des Neckars befindet sich die Multifunktionshalle. Da sie vielfältig nutzbar sein soll, wurde nicht nur das innere Volumen voll ausgenutzt, sondern man hat auch die Außenwände so weit wie möglich in das Raumprogramm integriert. Alle vier Fassaden übernehmen neben der Funktion des Wetterschutzes weitere Aufgaben, etwa als vollflächige Solarfassade, Outdoor-Kletterwand oder Halfpipe. Innen bildet das um ein Geschoss abgesenkte Sportfeld das Zentrum der Halle, die ringsherum angeordneten Zuschauertribünen nehmen den Höhenversprung der Eingangsebene auf. Diese dient als Verteiler- und Servicezone, während sich im Untergeschoss die Umkleideräume befinden und das Obergeschoss für besondere Veranstaltungen genutzt wird. Überspannt wird die Sporthalle von Stahlfachwerkbindern, die sich auf Sichtbetonaußenwände und drei Kerne stützen. Ein möglichst geringer Einsatz von Primärenergie und die Nutzung natürlicher Ressourcen sind die Hauptaspekte des Energiekonzepts. Die grünlich schimmernden Solarmodule mit weißem Randverbund nehmen die gesamte Fläche der Südwestfassade ein. Die Module wurden speziell für dieses Projekt in vier unterschiedlichen Größen entwickelt und bestehen aus insgesamt 20 000 Solarzellen. Durch gezielte Veränderung der Antireflexschichtdicke erhält die Fassade ihre gewünschte grünlich schimmernde Farbe. Ohne experimentellen Nachweis wurde eine Zustimmung im Einzelfall gewährt, da das Punkthalterungssystem in Verbindung mit dem verwendeten Laminataufbau der Solarmodule bereits mehrfach erprobt wurde. Der erzeugte Strom wird in das öffentliche Netz eingespeist.

Schnitt Grundriss OG Maßstab 1:1000 Vertikalschnitt Maßstab 1:20

aa

a

2

1

3

4

b b

a

90

Ausführungsbeispiele Photovoltaik Paul-Horn-Arena in Tübingen

1 2 3 4 5

Tribünenumgang/ Sportlerzugang Galerie Spielfeld Halfpipe-Streetball-Anlage Dachaufbau: extensive Begrünung Substrat 50 mm Drainage- und Filtermatte 50 mm Abdichtung Elastomerbitumen Wärmedämmung Steinwolle, bitumenkaschiert 140 mm Dampfsperre Elastomerbitumen Akustiksickenfüller, Vlieskaschierung Stahltrapezblech 100/275/0,75 mm

6

7

Wandaufbau: Photovoltaikfassade: Glas-Folienmodul ESG 8 mm mit Solarzellen in EVA eingebettet, weiße Rückseitenfolie, an Auflagerwinkel, Unterkonstruktion Wandhalter (Gleit-Festlager) Luftschicht 85 mm Mineralwolle mit Vlies kaschierung 100 mm Stahlbeton 300 bzw. 360 mm Pfosten-Riegel-Fassade: Festverglasung Sonnenschutzverglasung mit innen liegendem Blendschutz, SZR mit Argonfüllung, Außenscheibe Siebdruck 50 %

5

Technische Daten der PV-Anlage: Größe der Anlage

525 m2

Leistung

43,7 kWp

Ausrichtung, Neigung

Südwest, 90°

Erträge

ca. 30 000 kWh/a

CO2-Vermeidung1

ca. 17 500 kg /a

Konstruktionsart

Punkthalterung in offenen Fugen vorgehängte, hinterlüftete Fassade

Module Anzahl Abmessungen

Spezialanfertigung 970 vier unterschiedliche Modulgrößen Regelmodul 511 ≈ 1008 mm, 3 ≈ 7 Zellen rahmenlose Glas-Folien-Laminat GSS Gebäude Solar Systeme, Löbichau

Aufbau Hersteller Zellen Hersteller

polykristallin, grün Sunways, Konstanz

Besonderheiten

Lötbahnen im Randbereich abgedeckt für einheitlich weißen Laminatrand

1

6

Die Nutzung oder Netzeinspeisung von Solarstrom substituiert konventionellen Strom und vermeidet dadurch die Emission von etwa 0,584 kg CO2 je kWh in Deutschland. [1]

7

bb

91

Sporthalle in Burgweinting

Architekt:

Hochbauamt Regensburg, Tobias Ruf

Tragwerksplanung: Ingenieurbüro Graf, Regensburg Energiekonzept: Hochbauamt Regensburg Fraunhofer ISE, Freiburg PV-Planer: Hochbauamt Regensburg Fraunhofer ISE, Freiburg Grammer Solar, Amberg Baujahr: 2004

Von Anfang an stand beim Neubau der Einfachturnhalle in Regensburg die Frage im Raum, wie es gelingt, die durch die Anbindung an den Bestand und die städtebauliche Vorgabe entstehende raumklimatisch ungünstige Südorientierung der Längsfassade optimal auszunutzen. In Zusammenarbeit mit dem Fraunhofer ISE in Freiburg und mit finanzieller Unterstützung der Innovationsförderung der deutschen Bundestiftung Umwelt und des Freistaats Bayern entwickelten die Planer multifunktionale teiltransparente Photovoltaikmodule und integrierten sie auf der Südseite in die Isolierverglasung des umlaufenden Oberlichtbands. Gebäudesimulationen und Tests im Lichtlabor halfen dabei eine für die vorhandenen Ansprüche optimale Bauart der Gläser zu realisieren. Die polykristallinen Siliziumzellen sind im ermittelten Idealabstand von 2 cm im Gießharzverfahren zwischen den beiden äußeren Sicherheitsgläsern eingebettet. Die durch die Zellzwischenräume entstehende Transparenz sorgt für eine optimale Tageslichtausleuchtung. Die innere Scheibe des Isolierglasaufbaus ist ballwurfsicher ausgeführt und streut durch die im Verbund verwendeten zwei matten PVB-Folien das Licht, während eine farblose Sonnenschutzbeschichtung auf der Innenseite der äußeren Scheibe im Sommer die Wärmestrahlung reflektiert und im Winter Wärmeverluste verringert. An der Ost- und der Westfassade ist die Sonne durch lichtstreuende Gläser als Lichtquelle nicht direkt zu sehen, es entsteht keine Blendung. An der Nordseite komplettiert eine transparente Wärmeschutzverglasung die Bandbreite der unterschiedlichen Grade an Lichtdurchlässigkeit. Zur Belüftung und Nachtauskühlung der Turnhalle steuern innen- und außenliegende Wärmefühler die im holzverkleideten Sockelbereich der Ost- und Westfassade versteckt eingebauten Vakuumpaneellamellen. 92

Schnitte Grundriss Obergeschoss Maßstab 1:400 6

1 2 3 4 5 6

Eingang Duschraum Umkleide Turnhalle Verbindungsgang bestehendes Gebäude

aa

bb

5

6 a

2

3

3

b

2

1

b 4

c a

c

Ausführungsbeispiele Photovoltaik Sporthalle in Burgweinting 8 Technische Daten der PV-Anlage: 7

Größe der Anlage

9

Leistung

10,07 kWp

Ausrichtung, Neigung

Süd, 90°

Erträge

ca. 6800 kWh/a

CO2-Vermeidung1

ca. 4000 kg /a

Konstruktionsart

Pfosten-Riegel-Fassade mit Aluklemmleisten

Module Anzahl Abmessungen

Spezialanfertigung 98 Stück Hauptmodul: 2115 ≈ 1096 mm, rahmenlos Isolierglasaufbau Saint-Gobain Glass Solar, Aachen

10

Aufbau Hersteller Zellen Hersteller

polykristallin, blau ersol, Erfurt

Besonderheiten

blendfrei bei gleichmäßiger Ausleuchtung des Innenraums; lichtstreuende PVB-Folie Lichttransmission Direktstrahlung = 0,0 Lichttransmission diffuse Strahlung = 0,3

12 11 1

Die Nutzung oder Netzeinspeisung von Solarstrom substituiert konventionellen Strom und vermeidet dadurch die Emission von etwa 0,584 kg CO2 je kWh in Deutschland. [1]

7 Kies 16/32 100 mm Abdichtung 1,5 mm Gefälledämmung 100 – 50 mm Wärmedämmung 100 mm Dampfsperre, Bitumen mit Aluminiumeinlage 4 mm Holzschalung 30 mm Sekundärpfetten 100/200 mm Lattung 40/60 mm, dazwischen Akustikdämmung 40 mm, Vlies Lattung 24/48 mm 8 Abdeckung Aluminium 3 mm Drainplatte 5 mm Vakuumdämmplatte 20 mm Stahlblech 6 mm, befestigt mit Aluklemmleisten Holztragwerk 80/60 mm 9 Frontglas VG aus TVG 4 mm, PV-Zellen in Gießharz eingebettet 2 mm, TVG 6 mm, SZR 10 mm, Rückglas VSG 8 mm, mit 2-fach Mattfolie im Verbund, ballwurfsicher 10 Riegel BSH 80/160 mm 11 Stütze BSH 160/300 mm

13

117 m2

12 BSH-Binderpaar, unterspannt 13 Edelstahlrohr Ø 36 mm, als Heizleitung, umlaufend 14 Schalung Lärche 40/55 mm Insektenschutzgitter Lattung schwarz lasiert 40/48 mm Abdichtung Tragrost 60/120 mm, dazwischen Wärmedämmung 120 mm Stahlbeton 350 mm Tragrost 60/120 mm Lattung 60/80 mm Schalung Fichte, weiß lasiert 19/47 mm 15 Linoleum 4 mm Sperrholz 2≈ 9 mm PUR Verbundschaum 15 mm Fußbodenheizung 35 mm Blechtafeln zur Wämeverteilung 2≈ 0,6 mm Wärmedämmung 100 mm Ausgleichsschüttung 0 – 20 mm Abdichtung Stahlbeton 200 mm

14

15

cc

93

Büro- und Wohngebäude, München

Architekten: Mitarbeiter: Energieplanung: PV-Planer: Baujahr:

a+ p Architekten, München Claudia Heiß Kulle & Hofstetter, München Kulle & Hofstetter, München 2004

Ein Hinterhof in München, umgeben von Brandwänden mit Garagen und einem heruntergekommenen zweigeschossigen Gewerbebau – hier eine Nachverdichtung zu realisieren war eine Herausforderung, der sich a+p Architekten stellten. Der Bestand weicht einem viergeschossigen Gebäude, das sich eigentlich nicht in zweiter Reihe verstecken muss. In den unteren beiden Geschossen befinden sich Büroräume, in den beiden Stockwerken darüber ist eine Maisonettewohnung untergebracht. Auf dem Dach steht den Mitarbeitern der Büros eine Terrasse zur Verfügung. Um die Abstandsflächen einhalten zu können und zudem die Wohnqualität zu steigern, sind die Ost- und die Nordseite nach oben hin abgestuft. In die Nordfassade mit ihrer geschlossenen Brandwand sind in den oberen Geschossen lediglich schmale Fensterschlitze eingeschnitten, um die dahinterliegenden Nebenräume zu belichten. Die nach Westen orientierte, streng geliederte Hoffassade des Gebäudes besteht aus raumhohen Elementen. Hochformatige Festverglasungen mit daneben liegenden schmaleren Öffnungsflügeln hinter transparenten Brüstungen zur Absturzsicherung wechseln sich ab mit Paneelen gleicher Höhe aus je vier Dünnschicht-Photovoltaikmodulen. Die rahmenlosen Laminate wirken nur durch eine schwarze Silikonfuge getrennt wie eine Einheit. Seitlich fasst ein Metallprofil die Modulkanten. Die Photovoltaikelemente übernehmen einerseits die Funktion der Fassadenverkleidung und speisen zusätzlich den erzeugten Strom ins Hausnetz ein. Da der Öffnungsanteil mehr als 50 % beträgt ist eine Verschattung gegen Überhitzung der Räume bei direkter Sonneneinstrahlung notwendig. Abhilfe schaffen Schiebeläden mit Lamellen aus Aluminium, die, hinter den feststehenden Photovoltaiktafeln geparkt, so gleichzeitig vor Witterung geschützt sind. 94

aa

7

8

a

5 2

4

3 1

6 b b

a

Ausführungsbeispiele Photovoltaik Büro- und Wohngebäude, München

Technische Daten der PV-Anlage: Größe der Anlage Lageplan Maßstab 1:1250 Schnitt Grundrisse Maßstab 1:250 1 2 3 4 5 6 7 8

Eingang Sekretariat Büro Besprechungsraum Serverraum Technik Schlafen Gast

41 m2

Leistung

3,9 kWp

Ausrichtung, Neigung

Südwest, 90°

Erträge

ca. 2000 kWh/a

CO2-Vermeidung1

ca. 1200 kg /a

Einbausituation

integrierte Fassadenelemente, hinterlüftet

Module Anzahl Abmessungen Aufbau Hersteller

Standard 56 1200 mm ≈ 600 mm Glas-Glas-Module, gerahmt Würth Solar, Schwäbisch Hall

Zellen Hersteller

CIS Würth Solar, Schwäbisch Hall

Besonderheiten

Einspeisung ins Hausnetz

1

Die Nutzung oder Netzeinspeisung von Solarstrom substituiert konventionellen Strom und vermeidet dadurch die Emission von etwa 0,584 kg CO2 je kWh in Deutschland. [1]

95

Ausführungsbeispiele Photovoltaik Büro- und Wohngebäude, München

7 1 2

3 b

5

b

4

cc

6

Horizontalschnitt • Vertikalschnitt Details Maßstab 1:20 1

2

3 4

5 6 7

Betonfertigteil mit Betonkerntemperierung 230 mm Wärmedämmung 120 mm Rahmen Stahlwinkel ∑ 80/80 mm Photovoltaik-Modul in Aluminiumrahmen 31 mm Holzfenster mit Isolierverglasung ESG 5 mm + SZR 16 mm + ESG 5mm Absturzsicherung VSG 12 mm Photovoltaikelement aus TVG 4 mm + Float 3 mm mit CIS-Beschichtung in EVA eingebettet, in Stahlrahmen eingeklemmt und versiegelt Schiebeladen Aluminium 35 mm Fertigteil Sichtbeton hydrophobiert 80 mm Stahlbeton 200 mm Trennfugenplatte, Glaswolle 20 mm

8 Mauerwerk (Bestand) 8 extensive Dachbegrünung Wärmedämmung XPS 140 mm Wurzelschutzbahn Abdichtung Stahlbeton im Gefälle 40 –160 mm 9 Parkett 12 mm Estrich Gussasphalt, schwimmend 50 mm Trennlage PE-Folie Trittschalldämmung 35 mm Stahlbeton 280 mm 10 Natursteinplatten 25 mm Mörtelbett 25 mm Estrich schwimmend 75 mm Trennlage Trittschalldämmung 25 mm Stahlbeton 200 mm Trennlage Wärmedämmung XPS 100 mm Sauberkeitsschicht 50 mm

2

c

c

3

4 5 9

10

bb

96

Aufstockung und Neubau eines Büround Wohnhauses in Darmstadt

Architekten:

opus Architekten, Darmstadt Anke Mensing, Andreas Sedler Tragwerksplaner: Ingenieurbüro Schlier und Partner, Darmstadt Energiekonzept: inPlan, Pfungstadt PV-Planer: opus Architekten, Darmstadt BUSO, Berlin Baujahr: 2007

Lageplan Maßstab 1:1500

Eine unschöne Baulücke durchbrach eine gründerzeitliche Blockrandbebauung in einem Wohngebiet in Darmstadt. Die Architekten schlossen diese mit einem transparent wirkenden Bürobau und stockten zusätzlich das ehemals zweigeschossige Nachbargebäude auf, in dem nun zwei Maisonette-Wohnungen untergebracht sind. Ein gemeinsam genutzes Treppenhaus vermittelt zwischen den unterschiedlichen Geschosshöhen von Alt- und Neubau. Die Fassade des Neubaus besteht aus raumhohen dreifach verglasten Elementen. Im Kontrast zu dem transparenten Volumen steht das

hohe geschlossene Sockelgeschoss mit seiner stahlgrauen Verkleidung, hinter der sich die Garage verbirgt. Seine Höhe orientiert sich an den Gurtgesimsen der Fassaden der angrenzenden Bebauung. Beim Bestandsbau offenbart lediglich das Glasband unterhalb der Traufe, dass hier Veränderungen stattgefunden haben. Tatsächlich ist die neue Fassade der Aufstockung bis auf jenes Glasband dem Bestand darunter angeglichen. Aufgrund der Ost-West-Ausrichtung war es möglich, Solartechnik auf das komplette Satteldach zu integrieren. Die der Straße abgewandte Westseite ist ausschließlich

mit Photovoltaikelementen belegt, während die nach Osten gewandte Dachfläche zur Hälfte zusätzlich mit Solarkollektormodulen zur Warmwasserversorgung und Heizungsunterstützung bestückt ist. Es gibt auf dieser Seite bei einem bestimmten Sonneneinfall eine geringe Teilverschattung, die für die Thermie unproblematisch ist, für die PV-Module aber zum Abschalten eines ganzen Strings geführt hätte. Um sich optisch einzufügen, entsprechen die Elemente mit ihrer grauen Farbigkeit und ihrer Kleinteiligkeit den Blech- und Schieferdeckungen der Umgebung.

97

Ausführungsbeispiele Photovoltaik Aufstockung und Neubau eines Büro- und Wohnhauses in Darmstadt

Technische Daten der PV-Anlage: 72 m2

Größe der Anlage Leistung

8,64 kWp

Schnitt • Grundrisse Maßstab 1:250

Ausrichtung, Neigung

Ost-West, 32,5°

Erträge

ca. 7 500 kWh/a

1 2 3 4 5 6 7 8 9

CO2-Vermeidung1

ca. 4 400 kg /a

Integrationsart

dachintegriert, hinterlüftet

Module Anzahl, Abmessungen Schichtaufbau Hersteller

Spezialanfertigung 72, 1 000 ≈ 1 000 mm rahmenlose Glas-Folien-Module Solea, Plattling

Zellen Hersteller

monokristallin, anthrazit Sharp, Hamburg

Besonderheiten

Solardachsystem: PV-Anlage und Solarthermie in gleicher Optik

Treppenhaus Büro Flur, Teeküche, WC Schlafen/Bad Kind Spielen Küche Wohnen/Essen Dachterrasse

1

Die Nutzung oder Netzeinspeisung von Solarstrom substituiert konventionellen Strom und vermeidet dadurch die Emission von etwa 0,584 kg CO2 je kWh in Deutschland. [1]

11 Solardach 100 mm, Phovovoltaik, hinterlüftet, Solarthermie, wärmegedämmt Lattung 60/60 mm Abdichtung OSB-Platte 22 mm Holzpfette 240/80 mm, auf 4 Stahlrahmen HEB 140, ausgeklinkt Wärmedämmung, Mineralwolle 240 mm Dampfsperre Konterlattung 40/60 mm, dazwischen Wärmedämmung, Mineralwolle 60 mm Gipskartonplatte, gespachtelt, 2≈ 12,5 mm 12 Aufschiebling, Vollholz 70 mm 13 Stahlprofil HEB 140 14 Aluminiumfenster mit Dreifachverglasung 15 Aussenputz 25 mm Wärmedämmung, Mineralwolle 200 mm Ziegelmauerwerk 175 mm Innenputz 15 mm 16 Bodenaufbau: Stabparkett Eiche 22 mm Estrich 35 mm Trittschalldämmung 10 mm Hohlsteindecke 200 mm in Stahlrahmen aus HEB 140 eingelegt Innenputz 15 mm

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5

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b 6 a

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2

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Ausführungsbeispiele Photovoltaik Aufstockung und Neubau eines Büro- und Wohnhauses in Darmstadt

11

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Horizontalschnitt Vertikalschnitt Maßstab 1:20

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Einfamilienhaus in Hegenlohe

Architekt: Tragwerksplaner: Energie- und PV-Planer: Baujahr:

Tina Wolf, Stuttgart, Michael Resch, Langenargen Ingenieurbüro Dieter Heller, Ulm ee-plan Thomas Stark, Stuttgart 2003

Das Einfamilienhaus mit einer Wohnfläche von 290 m2 für den Bauherrn und einer 35 m2 großen Einliegerwohnung liegt im Naturschutzgebiet Mittlerer Schurwald in einem Neubaugebiet. Forderung der Gemeinde war ein im Bebauungsplan vorgeschriebenes Satteldach mit einer Neigung von 20 bis 35°. Um die angestrebte Energieversorgung ausschließlich aus regenerativen Energien zu realisieren, kamen 66 auf das Gebäuderaster abgestimmte Photovoltaikmodule zur Ausführung, die über der Dachfläche schweben. Eine anthrazitfarbene Betonsteindeckung stellte sich als wirtschaftliche Möglichkeit heraus, das Dach zu dichten und die PV-Anlage zu installieren. Die Dimensionierung der Solarpaneele wurde aus den Berechnungen zum Strombedarf des Gebäudes ermittelt. Um die notwendige Fläche von 120 m2 zu erreichen, wurde ein asymetrisches Satteldach gebaut. Aufgrund einer Befreiung konnte die hiefür notwendige Neigung von 18° realisiert werden. Der solar erzeugte Strom wird allerdings nicht direkt im Gebäude verwendet, sondern vollständig in das öffentliche Stromnetz eingespeist. Der Ertrag von ca. 11 000 kWh/a reicht aus, um den durchschnittlichen Haushaltsstrombedarf von ca. 3500 kWh/a plus ca. 6500 kWh/a für den Betrieb der Wärmepumpe zu decken. Somit wird der Wunsch erfüllt, den Energiebedarf des Hauses CO2-neutral zu halten. Um die Effizienz der Wärmepumpe zu optimieren, sind im Erdreich zwei Erdsonden à 99 m installiert. Durch eine hochgedämmte Gebäudehülle in Kombination mit der sehr kompakten Bauweise (A/V-Verhältnis 0,58) wird ein spezifischer Heizwärmebedarf von ca. 40 kWh/m2a erreicht. Die Masse der Betonwände mit dem ebenfalls als Speicher wirksamen Hanggeschoss mindert die Temperaturspitzen und trägt zu einem angenehmen Raumklima auch im Sommer bei. 100

Schnitt • Grundriss Maßstab 1:250

1 2 3 4 5 6

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6

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3

5

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Eingang Einliegerwohnung Zimmer Technik Keller Tiefhof /Garage

Ausführungsbeispiele Photovoltaik Einfamilienhaus in Hegenlohe

Vertikalschnitt Horizontalschnitt Maßstab 1:20

b

8

9

7

b 10

11 Technische Daten der PV-Anlage: Größe der Anlage

120 m2

Leistung

12 kWp

Ausrichtung, Neigung

Südwest, 18°

Erträge

ca. 11 000 kWh/a

CO2-Vermeidung1

ca. 6400 kg /a

Konstruktionsart

Aufdachsystem

Module Anzahl Abmessungen

Spezialanfertigung 66 1700 ≈ 1000 mm und 1750 ≈ 1000 mm rahmenlose Glas-FolienLaminat Sunset Energietechnik, Adelsdorf

Aufbau Hersteller Zellen Hersteller

polykristallin, dunkelblau nicht bekannt

Besonderheiten

Deutscher Solarpreis 2005

1

Die Nutzung oder Netzeinspeisung von Solarstrom substituiert konventionellen Strom und vermeidet dadurch die Emission von etwa 0,584 kg CO2 je kWh in Deutschland. [1]

aa

8

9

13

14

12

bb 7 Firstpfette Stahlprofil HEA 180 8 Photovoltaikelement Glas-Folienmodul ESG 4 mm mit Solarzellen in EVA eingebettet, anthrazitfarbige Rückseitenfolie, Sparrenanker Aluminium 9 Dachaufbau, U = 0,14 W/m2K Betondachstein, anthrazit durchgefärbt Lattung 30/50 mm, Konterlattung 30/50 mm Holzfaserplatte diffusionsoffen 16 mm Wärmedämmung Mineralwolle 50 mm Sparren 80/200 mm dazwischen Wärmedämmung Mineralwolle 200 mm, Dampfsperre Gipskarton 2≈ 12,5 mm 10 Mittelpfette Stahlprofil HEA 200 11 Stahlschwerter Flachstahl ¡ 12/100 mm dazwischen Lamellen Lärche 18/100 mm 12 Wandaufbau, U = 0,21 W/m2K Gebirgslärche 30/35 mm, Schrägschnitt 10° Konterlattung 30/50 mm Polyestervlies auf Mineralwolle 2≈ 80 mm Stahlbeton 200 mm 13 Ortgangblech Titanzink Trennlage folienkaschiert Ortgangbrett 30/550 mm 14 Stahlbeton 200 bis 300 mm

101

Anhang

Glossar Abschattungswinkel Tiefster Sonnenstand, bei dem für in Reihe aufgestellte ∫ PV-Module keine gegenseitige Verschattung auftritt. In Deutschland nimmt man für die Planung meist einen Zenitwinkel der Sonne am 21. Dezember um 15° an. Absorption Bezeichnung für die Aufnahme von elektromagnetischen Wellen in einem Material. Gegenteil von ∫ Transmission. Absturzsichernde Verglasung ∫ Vertikalverglasung, tragende Glasbrüstung sowie Geländerausfachung aus ∫ Glas, die Personen gegen seitlichen Absturz sichert und besonderen Bestimmungen unterliegt. AC Alternating Current: ∫ Wechselstrom. Air Mass (AM) Maß für die relative Weglänge des Sonnenlichts durch die Atmosphäre als Vielfaches des kürzesten Wegs bei senkrechtem Sonnenstand. Die Luftmasse reduziert die Strahlungsintensität mit zunehmendem AM-Faktor. AM 1,5 repräsentiert die durchschnittliche spektrale Zusammensetzung des Sonnenlichts in Mitteleuropa. Akkumulator Wiederaufladbarer, meist elektrochemischer Speicher für elektrische ∫ Energie. Albedo Maß für die »Weißheit«, d. h. das Rückstrahlvermögen von Oberflächen in Prozent. Helle Flächen reflektieren einen hohen Anteil des auftreffenden Sonnenlichts als diffuse Strahlung und besitzen einen hohen Albedowert. Allgemeine bauaufsichtliche Zulassung (AbZ) ∫ Verwendbarkeitsnachweis für ungeregelte Bauprodukte bzw. ∫ Anwendbarkeitsnachweis für ungeregelte Bauarten, den das Deutsche Institut für Bautechnik (DIBt) erteilt. Allgemeines bauaufsichtliches Prüfzeugnis (AbP) ∫ Ver- bzw. ∫ Anwendbarkeitsnachweis als Alternative zur ∫ AbZ für ungeregelte Bauprodukte bzw. Bauarten, die nach allgemein anerkannten Prüfverfahren beurteilt werden können und deren Verwendung nicht der Erfüllung erheblicher Anforderungen an die Sicherheit baulicher Anlagen dient. Dazu zählt bei dachintegrierten PV-Anlagen der Nachweis als ∫ harte Bedachung. Amorphes Silizium (a-Si) Nichtkristallines ∫ Silizium mit ungeordneter Atomstruktur zur Herstellung von Dünnschichtsolarzellen. Antireflexschicht Dünne, transparente Schicht auf kristallinen Solarzellen oder auf Moduldeckgläsern zur Entspiegelung. Die A. minimiert Reflexionsverluste und erhöht dadurch den Wirkungsgrad einer ∫ Solarzelle oder eines ∫ PV-Moduls. Anwendbarkeitsnachweis Zur Ausführung ungeregelter Bauarten notwendig. Als Anwendbarkeitsnachweis gilt eine ∫ AbZ/ ∫ ETZ, ein ∫ AbP oder eine ∫ ZiE. Azimut 1. Abweichung der Modulfläche von der Südorientierung (Ausrichtung), 2. Abweichung des Sonnenstands von der Südposition. Bandgezogenes Silizium (Bandsilizium) ∫ Polykristallines Silizium, das nicht in Blöcke gegossen, sondern als kontinuierliches Band in der Dicke der späteren ∫ Wafer hergestellt wird. Diese Technik spart Material und Energie, weil das Sägen der Blöcke in Scheiben entfällt. Industriell umgesetzt sind das Edge-defined Film-fed Growth (EFG)und das String-Ribbon Verfahren. Bauregelliste (BRL) Dient der Veröffentlichung der technischen Regeln für Bauprodukte und Bauarten durch das Deutsche Institut für Bautechnik (DIBt). Die BRL setzt sich aus der BRL A, BRL B und Liste C zusammen. BRL A Teil 1: geregelte Bauprodukte, BRL A Teil 2 und Teil 3: nicht geregelte Bauprodukte (Teil 2) und -arten (Teil 3), die statt einer ∫ AbZ nur ein ∫ AbP benötigen, BRL B: Bauprodukte, die nach europäischen Vorschriften in den Verkehr gebracht und gehandelt werden dürfen. Liste C: Ungeregelte

Bauprodukte, für die kein ∫ Verwendbarkeitsnachweis notwendig ist. Bedachung Dacheindeckung oder Dachabdichtung als Bestandteil der Gesamtkonstruktion Dach. Bedingt betretbare Verglasung ∫ Überkopfverglasung, die infolge Reinigungs-, Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten betreten wird und daher besonderen Bestimmungen unterliegt. Begehbare Verglasung Öffentlich zugängliche und planmäßig als Verkehrsfläche genutzte ∫ Horizontalverglasung, die besondere Scheibenaufbauten erfordert. Beidseitig aktive (bifaciale) Solarzellen Solarzellen, die sowohl auf der Vorder- als auch auf der Rückseite auftreffendes Licht absorbieren und in Strom umwandeln können. Beschichtetes Glas Glaserzeugnis mit einer gleichmäßig dick aufgetragenen Schicht zur Veränderung seiner physikalischen Eigenschaften. Darunter fallen Glas-Folien-Module. Bezugszähler Geeichter Stromzähler zur Verbrauchsabrechnung. Bypassdiode Leitet den Strom an verschatteten oder defekten Zellgruppen vorbei, um sie vor einer Überhitzung (∫ Hot Spot) zu schützen und die Leistungsverluste weiterer in Reihe geschalteter Zellen und Module zu begrenzen. Cadmiumtellurid (CdTe) Halbleitermaterial für Dünnschichtsolarzellen. CE-Kennzeichnung Obligatorischer Nachweis der Konformität mit den relevanten europäischen Vorschriften, damit ein Produkt in den Verkehr gebracht und gehandelt werden darf. DC Direct Current: ∫ Gleichstrom. Diffusstrahlung Ungerichtete Strahlung. Bei PV-Anlagen der beim Durchgang durch die Atmosphäre gestreute und daher ungerichtete Anteil der ∫ Globalstrahlung. Direktstrahlung Gerichteter Anteil der ∫ Globalstrahlung, der ohne Streuung in der Atmosphäre geradlinig auf die Erdoberfläche trifft und scharfe Schatten hervorruft. Doppelscheibeneffekt Optischer Effekt, der bei ∫ MIG durch konvexe und konkave Durchbiegungen der Einzelscheiben hervorgerufen wird. Ursache ist die relative Luftdruckänderung des ∫ SZR gegenüber der Umgebung. Der Doppelscheibeneffekt wird besonders an ∫ Reflexionen sichtbar. Drahtglas/Drahtornamentglas Planes, durchscheinendes, klares oder gefärbtes ∫ Flachglas, das durch kontinuierliches Gießen und Walzen hergestellt wird und in das während der Herstellung ein an allen Kreuzungspunkten verschweißtes Stahl-Drahtnetz eingelegt wird. Die Oberflächen dürfen ornamentiert oder glattgewalzt (Drahtglas) sein. Dünnschichttechnik Herstellung von wenige Mikrometer dünnen Solarzellen aus ∫ amorphem, ∫ mikrokristallinem oder ∫ mikromorphem Silizium sowie aus ∫ Cadmiumtellurid oder ∫ Kupfer-Indium-Diselenid/Disulfid auf Glasscheiben oder flexiblen ∫ Substraten (transparente oder opake Folien) mittels verschiedener Beschichtungsverfahren. Einfachverglasung ∫ Verglasung, die nur aus einer ∫ Flachglas- oder ∫ Verbundglasscheibe besteht. Einscheibensicherheitsglas (ESG) Durch Temperaturbehandlung mit erhöhter Widerstandsfähigkeit gegen mechanische und thermische Spannungen versehenes Flachglas, das bei Versagen in zahlreiche kleine stumpfkantige Bruchstücke zerfällt. Einspeisevergütung Entgelt, das Anlagenbetreiber vom Netzbetreiber erhalten, wenn sie den erzeugten Strom in das öffentliche Stromnetz einspeisen. In Deutschland legt das ∫ EEG Mindestsätze fest.

Einspeisezähler Geeichter Stromzähler zur Abrechnung des ins Netz eingespeisten Solarstroms. Einstrahlung ∫ Bestrahlungsstärke einer Fläche mit bestimmter Ausrichtung und Neigung mit der Einheit W/m2. Die Strahlungssumme über einen Zeitraum, beispielsweise ein Jahr, ergibt die Energiemenge in kWh/m2a. Elektron Elektrisch negativ geladenes Elementarteilchen. Stoffe sind elektrisch leitfähig, wenn in ihnen freie Elektronen vorhanden sind. Endenergie Energie in der Form, wie sie der Verbraucher erhält, z. B. Erdgas, Heizöl, Kraftstoffe, Elektrizität oder Fernwärme. Die Endenergie entspricht dem verbleibenden Anteil der ∫ Primärenergie nach Abzug der Umwandlungs- und Transportverluste, z. B. in Kraftwerken, Raffinerien oder Verteilnetzen. Energie Die physikalische Größe beschreibt die gespeicherte Arbeit eines Systems. Man kann Energie weder erzeugen noch verbrauchen, sondern nur speichern, transportieren oder von einer Erscheinungsform, z. B. elektrische oder Strahlungsenergie, in eine andere umwandeln. Der Nutzwert kann durch Umwandlung und Transport abnehmen, da die Energiewandlung nicht in beliebiger Richtung funktioniert. Neben der Basiseinheit Joule [J] ist in der Energieversorgung die Einheit ∫ Kilowattstunde [kWh] gebräuchlich. Energierücklaufzeit, energetische Amortisation Die Zeitspanne, in der ein Energieerzeugungssystem so viel Energie liefert, wie seine Herstellung benötigte. Nach Verstreichen der E. weist ein System eine positive Energiebilanz auf. Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) Bundesgesetz für den Vorrang erneuerbarer Energien im Strombereich, das Netzanschluss, Stromabnahme und Vergütung regelt. Ertrag In einem bestimmten Zeitraum von einer PV-Anlage bereitgestellte und genutzte elektrische Energie. Bei netzgekoppelten Systemen mit Volleinspeisung entspricht der Ertrag dem Messwert des ∫ Einspeisezählers und wird häufig als spezifischer Jahresertrag bezogen auf die ∫ Nennleistung in kWh/kWp angegeben. ETAG European Technical Approval Guideline (Leitlinie für die Erteilung einer ∫ ETZ). Ethylen-Tetrafluorethylen (ETFE) Fluoriertes Copolymer mit geringem Eigengewicht und hoher Licht- und UV-Durchlässigkeit, das in der Photovoltaik als Verkapselungs- und Isoliermaterial von Solarzellen dient. Im Bauwesen kommen ETFEFolien als innovativer Baustoff für Luftkissen- und Membrankonstruktionen zum Einsatz. Ethylen-Vinyl-Acetat (EVA) Thermoplastische Schmelzfolie, die in Standardmodulen als am häufigsten verwendete Zwischenschicht zur Einbettung von Solarzellen zum Einsatz kommt und den Modulverbund herstellt. Europäische Technische Zulassung (ETZ) ∫ Ver- bzw. ∫ Anwendbarkeitsnachweis für ungeregelte Bauprodukte bzw. Bauarten auf europäischer Ebene. Farbstoffsolarzelle Nanostrukturierte Solarzelle auf der Basis des Halbleiters Titandioxid und eines organischen Farbstoffs. Flachglas Oberbegriff für alle ebenen und gebogenen Scheiben mit im Wesentlichen parallel zueinander verlaufenden Oberflächen und relativ geringer Dicke. Floatglas Planes, durchsichtiges, klares oder gefärbtes ∫ Flachglas mit parallelen und feuerpolierten Oberflächen, hergestellt durch kontinuierliches Aufgießen und Fließen über ein Metallbad. Formschluss Fügeverfahren, bei dem die Kraftübertragung durch das Ineinandergreifen der Fügepartner erfolgt.

103

Anhang

Freie Kante Üblicherweise Bezeichnung für eine sichtbare, nicht gelagerte und konstruktiv ungeschützte Glaskante. Geneigte Verglasung ∫ Überkopfverglasung mit einer Neigung von mehr als 10° zur Waagerechten. Generator Bauteil eines Kraftwerks, das andere Energieformen in elektrischen Strom umwandelt. Gezogenes Flachglas Planes, durchsichtiges, klares oder gefärbtes ∫ Flachglas, das im kontinuierlichen, anfangs vertikalen Ziehverfahren mit beidseitig feuerpolierten Oberflächen hergestellt wird. Gießharz Klares Zwischenmaterial für ∫ Verbundglas, das zwischen die zu verbindenden Scheiben gegossen wird und anschließend durch Temperatur- oder UVEinwirkung aushärtet. Glas Anorganisches nichtmetallisches Material, das durch völliges Aufschmelzen einer Mischung von Rohmaterialien bei hohen Temperaturen erzeugt wird, wobei eine homogene Flüssigkeit entsteht, die dann bis zum festen Zustand abgekühlt wird, üblicherweise ohne Kristallisation. Glaseinstand Der G. bezeichnet die Einbindetiefe einer Glasscheibe bei linienförmiger Lagerung. Sie wird bestimmt durch den Abstand zwischen der eingebundenen Scheibenkante und dem dem Scheibeninneren zugewandten statisch wirksamen Bereich des Lagerungselements z. B. eines Rahmens oder einer ∫ Glashalteleiste. Glashalteleiste Demontierbares Halteprofil für die Glasscheibe als Bestandteil des Verglasungssystems. Gleichstrom (DC) Elektrischer Strom, der seine Richtung im zeitlichen Verlauf nicht ändert. Globalstrahlung Die an der Erdoberfläche auf eine horizontale Empfangsfläche insgesamt eintreffende ∫ Solarstrahlung als Summe aus ∫ Direkt-, ∫ Diffusund von der Umgebung zurückgeworfener Strahlung (∫ Albedo). Halbleiter Stoffe, deren elektrische Leitfähigkeit bei Raumtemperatur zwischen der von gut leitenden Metallen und der von nicht leitenden Isolatoren liegt. Harte Bedachung Gegen Flugfeuer und strahlende Wärme widerstandsfähige Dachdeckstoffe, z. B. Ziegel, Betondachziegel, Blech oder Schieferplatten, im Gegensatz zur weichen Bedachung. Heat-Soak-Test Heißlagerung des ∫ ESG, um Scheiben mit Nickelsulfideinschlüssen durch zerstörende Prüfung auszusondern. Heißgelagertes Einscheibensicherheitsglas (ESG-H) Durch den ∫ Heat-Soak-Test geprüftes ∫ ESG mit stark verringerter Wahrscheinlichkeit eines Nickelsulfidbruchs. Hinterschnittanker ∫ Punkthalter, der durch einseitige, nicht durchdringende Bohrung eine Scheibe punktförmig lagert. Horizontalverglasung Übliche Bezeichnung für ∫ Überkopfverglasung mit einer geringeren Neigung als 10° zur Waagerechten. Hot Spot Lokale, übermäßig starke und schädliche Aufheizung einer verschatteten oder fehlerhaften Solarzelle. Inselanlage (Inselsystem) Autarkes Stromversorgungssystem ohne Anbindung an das öffentliche Stromnetz im Gegensatz zur ∫ netzgekoppelten Anlage. Internationale Elektrotechnische Kommission (IEC) Internationales Normungsgremium für den Bereich Elektrotechnik und Elektronik. Kalknatronglas (Kalk-Natronsilikatglas) Hauptsächlich verwendete Glasart im Bauwesen, in der Photovoltaik meist als ∫ Weißglas.

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Kantenschutz Konstruktive Maßnahme zum Schutz von Glaskanten gegen mechanische Beschädigungen mit dem Zweck, das Versagensrisiko der betreffenden Scheibe zu reduzieren. Kilowattstunde [kWh] Maßeinheit der Arbeit und der Energie. 1 kWh = 3600 Ws = 3600 J. Klemmhalter Punkt- oder linienförmiger Halter, der den Glasrand U-förmig umschließt und somit die Glasscheibe ohne Durchdringung über ∫ Kraft- und ∫ Formschluss lagert. Klotzung Konstruktive Maßnahme zur Lagesicherung und Kraftübertragung der Glasscheibe in einem Rahmen, was über Klötze aus Kunststoff oder anderen geeigneten Materialien erfolgt. Je nach Funktion unterscheidet man in Trag- und Distanzklötze. Konformitätsnachweis ∫ CE-Kennzeichnung eines Produkts, um die Übereinstimmung mit den harmonisierten europäischen Normen zu bestätigen. Kraftschluss Fügeverfahren, bei dem das Aufbringen einer Kraft den Zusammenhalt einer Verbindung gewährleistet. Hierzu zählen Press-, Klemm- und Schraubverbindungen. Kristallines Silizium (c-Si) ∫ Silizium mit ∫ mono- oder ∫ polykristalliner Atomstruktur zur Herstellung von ∫ Wafern als Rohlinge für Solarzellen. Kupfer-Indium-Diselenid, Kupfer-Indium-Disulfid (CIS) Halbleitermaterial für Dünnschichtsolarzellen, optional mit Gallium legiert. Ladungsträger Elektrisch geladene Teilchen. In der Halbleiterphysik entstehen durch thermische oder optische Anregung paarweise positive und negative Ladungsträger. Freigesetzte Elektronen sind negativ geladen, während die Lücken an ihrer ursprünglichen Position wie positive Ladungsträger wirken. Laminat Allgemein: Flächiger, stoffschlüssiger Schichtverbund. In der PV: 1. Modulverbund aus Deckund Rückschicht, 2. Bezeichnung rahmenloser Module. Leistung Pro Zeit umgesetzte Energie, d. h. die innerhalb einer Zeitspanne verrichtete Arbeit mit dem Formelzeichen P und der Einheit Watt [W] Die elektrische Leistung entspricht dem Produkt aus ∫ Strom und ∫ Spannung. In der PV liegt die augenblicklich abgegebene Momentanleistung meistens unter der maximal möglichen ∫ Nennleistung. Lichtfallen-Effekt In der geometrischen Optik Bezeichnung für die Reflexionsreduzierung mittels einer speziellen rauen Oberflächenstruktur. Der L. basiert auf Mehrfachund Totalreflexionen. In der PV nutzen strukturierte Zelloberflächen sowie Deckscheiben aus ∫ Ornamentglas den Lichtfallen-Effekt zur Erhöhung des Wirkungsgrads. Linienförmige Lagerung Durchgängig linienförmig verlaufende Lagerung. Alternative zur ∫ punktförmigen Lagerung. Liste der Technischen Baubestimmungen (LTB) Die LTB enthält die bauaufsichtlich eingeführten technischen Regeln für die Planung, Bemessung und Konstruktion baulicher Anlagen und ihrer Teile und wird in jedem Bundesland aufbauend auf der Muster-Liste der Technischen Baubestimmungen (MLTB) umgesetzt. Maximum Power Point (MPP) Strom/Spannungs-Kombination, bei der eine Solarzelle, ein PV-Modul oder -generator unter der jeweiligen Einstrahlung und Temperatur die größte ∫ Leistung in ∫ Watt-peak [Wp] abgibt. Mehrfachsolarzelle (Stapelsolarzelle) Dünnschichtsolarzelle aus mehreren übereinander gestapelten Teilzellen, die auf unterschiedliche Spektralbereiche reagieren und somit einen höheren Anteil des Sonnenlichts nutzen. Gebräuchlich sind ∫ Tandem- und ∫ Tripelsolarzellen.

Mehrscheiben-Isolierglas (MIG) Verglasungseinheit, hergestellt aus mindestens zwei Glasscheiben, die durch mindestens einen luft- bzw. edelgasgefüllten ∫ Scheibenzwischenraum voneinander getrennt sind. An den Rändern sind die Scheiben gas- und feuchtigkeitsdicht durch Dichtungsmassen verbunden (∫ Randverbund). Mikrokristallines Silizium (µc-Si) ∫ Silizium mit sehr feiner Kristallstruktur für Dünnschichtsolarzellen. Mikromorphes Silizium (a-Si/µc-Si) Kombination aus ∫ amorphem und ∫ mikrokristallinem Silizium in Dünnschichtsolarzellen. Monokristallines Silizium Homogenes, im Gegensatz zu ∫ polykristallinem aus einem einzigen Kristall bestehendes ∫ Silizium von hoher Qualität zur Herstellung von ∫ Wafern als Rohlinge für Solarzellen. Monolithisches Glas ∫ Flachglas, das aus nur einer statisch wirksamen Scheibe besteht. Gegenteil von ∫ Verbundglas. Musterbauordnung (MBO) Von der Bauministerkonferenz verabschiedete Vorlage für die Landesbauordnungen (LBO) der einzelnen Bundesländer. Nanosolarzelle Neuartiger Solarzellentyp auf der Basis nanostrukturierter Halbleiter, die sich in kostengünstigen Druckverfahren schnell und mit geringem Energieaufwand herstellen lassen, z. B. ∫ Farbstoff-, ∫ organische oder CIS-Nanozellen. Neigungswinkel (Elevation) Aufstellwinkel von PV-Modulen zur Horizontalen. Nennleistung Vom Hersteller deklarierte Spitzenleistung im ∫ MPP unter ∫ Standardtestbedingungen. Netzbetreiber Auch: Verteilnetzbetreiber (VNB). Unternehmen, das Stromnetze zur Endkundenversorgung im Nieder- und Mittelspannungsbereich unterhält. Die überregionalen Hochspannungsnetze betreiben dagegen einige wenige Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Der veraltete Begriff Energieversorgungsunternehmen (EVU) trifft mit der Entflechtung von Stromerzeugung und Netzbetrieb im Zuge der Liberalisierung der Energiewirtschaft nicht mehr zu. Netzgekoppelte Anlage (netzgekoppeltes System) PV-Anlage, die mit dem öffentlichen Stromnetz verbunden ist und den erzeugten Solarstrom ganz oder teilweise in das Netz einspeisen kann, im Gegensatz zu ∫ Inselanlagen. Niederspannungsrichtlinie EG-Richtlinie für elektrische Betriebsmittel mit einer Eingangsspannung von 50 bis 1000 V ∫ AC oder 75 bis 1500 V ∫ DC. Sie schreibt die ∫ CE-Kennzeichnung für entsprechende Elektroprodukte, u. a. für ∫ Solarmodule und ∫ Wechselrichter vor. Organische Solarzelle Nanosolarzelle auf der Basis von halbleitenden Kunststoffen bzw. Polymeren. Ornamentglas Planes, durchscheinendes, klares oder gefärbtes ∫ Flachglas, hergestellt durch kontinuierliches Gießen und Walzen. In der PV kommt u. a. spezielles O. zur Anwendung, dessen Oberfläche die Reflexionen so beeinflusst, dass sie als ∫ Lichtfalle wirkt. PV-O. weist eine erhöhte ∫ Transmission auf. Parallelschaltung Elektrische Verbindung der Anschlüsse gleicher Polarität. In der Photovoltaik werden bei einigen Modul- und Anlagenkonzepten gleichartige Stränge parallel verschaltet. Dabei addieren sich die Strangströme zu einen Gesamtstrom. Gegenteil von ∫ Reihenschaltung. Performance Ratio (PR) Bewertungskriterium für die Güte einer Anlage weitgehend unabhängig von Standort, Ausrichtung, Modulwirkungsgrad und Generatorgröße als Verhältnis aus tatsächlichem und theoretischem Ertrag unter ∫ Standardtestbedingungen.

Anhang

Photon Nach der Quantenphysik elementares Lichtteilchen, das elektromagnetische Strahlung mit Lichtgeschwindigkeit überträgt. Jedes Photon entspricht einer diskreten Energieportion (Lichtquant), deren Energieinhalt von der ∫ Wellenlänge im ∫ Spektrum der Solarstrahlung abhängt. Photovoltaik (PV) Unmittelbare Umwandlung von Licht in elektrische ∫ Energie mittels ∫ Solarzellen. pn-Übergang Funktionaler Kern einer Solarzelle im Grenzbereich zwischen positiv (p-) und negativ (n-) leitender ∫ Halbleiterschicht, in dem die Lichtabsorption und die Ladungstrennung erfolgt. Polykristallines Silizium In Blöcke gegossenes und zu vielen einzelnen Kristallen erstarrtes ∫ Silizium zur Herstellung von ∫ Wafern als Rohlinge für Solarzellen. Pressleiste Profil zur vorwiegend ∫ linienförmigen Lagerung, das die Glasscheibe mittels Anpressdruck mit der Unterkonstruktion verbindet. Primärenergie Energie in der natürlich vorkommenden, noch nicht technisch aufbereiteten Form. Primärenergieträger sind z. B. Kohle, Rohöl, Wind, Uran, Solarstrahlung. Punktförmige Lagerung Lagerung eines Bauteils in einzelnen Punkten am Scheibenrand oder in der Scheibenfläche. Alternative zur ∫ linienförmigen Lagerung. Punkthalter Oberbegriff für punktförmige Halterungen, die ein Bauteil formschlüssig entweder am Rand U-förmig umschließen (∫ Klemmhalter) oder in der Bauteilfläche über Bohrungen lagern wie beispielweise ∫ Tellerhalter und ∫ Hinterschnittanker. PV-Anlage (PV-System) Die Gesamtheit der Komponenten zur Umwandlung der ∫ Solarstrahlung in elektrische ∫ Energie und deren Nutzung oder Netzeinspeisung heißt PV-Anlage oder PV-System. PVB (Polyvinylbutyral) Zähelastische Folie, die im Bauwesen als Zwischenschicht bei der Herstellung von ∫ VSG verwendet wird. In der Photovoltaik dient PVB bei einigen Dünnschicht- und bei gebäudegebundenen kristallinen Modulen als Verbundfolie. PV-Modul Vorkonfektionierte Einheit aus mehreren verschalteten Solarzellen, die je nach Bauart aus Deckschicht, Verbundmaterial, Solarzellen, Rückschicht, Rahmen und elektrischem Anschluss besteht. Randverbund Umlaufende, abdichtende, linienförmige Verbindung zweier Scheiben in einem ∫ MehrscheibenIsolierglas. Reflexion Die Reflexion bezeichnet in der Optik das Zurückwerfen des Lichts an den Grenzflächen zweier benachbarter Medien unterschiedlicher optischer Dichte. Einfallswinkel, Oberflächenbeschaffenheit, Wellenlänge, Polarisation und die Materialeigenschaft beeinflussen Größe und Art der Reflexion. Reihenschaltung Serielle Verbindung des Pluspols eines elektrischen Bauteils mit dem Minuspol des folgenden. In der Photovoltaik entsteht bei der Reihenschaltung ein Zellstring- oder Modulstrang. Dabei fließt durch alle Elemente derselbe Strom, während sich die Einzelspannungen addieren. Gegenteil von ∫ Parallelschaltung. Reststandsicherheit Eigenschaft eines Glaselements, im gebrochenen Zustand in seiner Lage zu verbleiben. Resttragfähigkeit Eigenschaft eines Glaselements, im gebrochenen Zustand Lasten abtragen zu können. Schattenriss Horizontlinie in einem Sonnenbahndiagramm, welche die Silhouette der Umgebung (Bauwerke, Vegetation und natürliche Erhebungen) vom Standort des PV-Generators nachzeichnet und der Verschattungsanalyse dient.

Scheibenzwischenraum (SZR) 1. Hermetisch versiegeltes Volumen zwischen zwei Scheiben eines ∫ Mehrscheiben-Isolierglases. 2. Abstand der Scheiben des ∫ MIG zueinander. Sicherheitsglas ∫ Flachglas, das z. B. die Verletzungsgefahr bei Bruch reduziert, gegen Absturz sichert oder Schutz vor Angriff bietet. Nach ihrem Aufbau und der Sicherheitswirkung werden thermisch vorgespanntes ∫ Einscheibensicherheitsglas und ∫ Verbundsicherheitsglas unterschieden. (Sichtbares) Licht Das für den Menschen sichtbare ∫ Spektrum der elektromagnetischen Strahlung etwa zwischen 380 und 780 nm ∫ Wellenlänge. Silikatglas ∫ Glas, bei dem Siliziumdioxid die Hauptkomponente darstellt. Nimmt den weitaus größten Anteil in der Glasproduktion ein und umfasst Bleiglas, Borosilikatglas und ∫ Kalknatronglas. Silizium ∫ Halbleiter und wichtigstes Ausgangsmaterial für die Herstellung von Solarzellen. Solarglas Thermisch ∫ vorgespanntes ∫ Weißglas als Deckschicht von ∫ PV-Modulen. Solarkonstante Im Jahresverlauf nahezu konstante Intensität der senkrecht auftreffenden ∫ Solarstrahlung am Außenrand der Erdatmosphäre mit einer mittleren Bestrahlungsstärke von 1367 W/m2. Solarmodul, Solaranlage ∫ PV-Modul, ∫ PV-Anlage. Solarstrahlung Gesamtheit der kontinuierlich abgegebenen elektromagnetischen Wellen der Sonne. Das ∫ Spektrum reicht von Röntgen- bis zu Radiowellen. Solarzelle Kleinstes, voll funktionsfähiges photovoltaisches Element. Man unterscheidet kristalline Solarzellen, ∫ Dünnschicht- und ∫ Nanosolarzellen. Sonnenhöhenwinkel (Elevation) Winkel der Sonne zur Horizontalen. Spannung Elektrische Potenzialdifferenz. Ursache des elektrischen ∫ Stroms. Die physikalische Größe trägt das Formelzeichen U und die Einheit Volt [V]. Spektrum Charakteristische Zusammensetzung der Strahlung aus unterschiedlichen ∫ Wellenlängen. Splitterbindung Notwendige Eigenschaft von ∫ Verbundsicherheitsglas: Bei Versagen der Scheibe werden die Bruchstücke von der ∫ PVB-Folie zusammengehalten. Standardtestbedingungen (STC) International genormte Laborbedingungen zur vergleichbaren Messung der elektrischen Kennwerte von Solarzellen und -modulen: Bestrahlungsstärke 1000 W/m²; AM 1,5; Zelltemperatur 25 °C. Stapelsolarzelle ∫ Mehrfachsolarzelle. Stoffschluss Unlösbares Verbinden von Fügepartnern, die durch atomare und molekulare Kräfte bestehend aus Adhäsion und Kohäsion zusammengehalten werden. Stoffschlüssige Fügeverfahren sind das Schweißen, Löten oder Kleben. Strang (englisch: String) Reihenschaltung mehrerer Solarzellen in einem ∫ PV-Modul oder mehrerer Module in einem PV-Generator. Strom Fluss, d. h. gerichtete Bewegung freier elektrischer ∫ Ladungsträger. Die physikalische Größe trägt das Formelzeichen I und die Einheit Ampere [A]. Structural Sealant Glazing (SSG) Fassadenbauart, bei der die Gläser über eine lastabtragende Klebung aus Silikon mit der Unterkonstruktion dauerhaft tragend und dichtend verbunden sind und eine glatte Fassadenoberfläche ohne Profile erzeugen. Substrat Trägermaterial und Beschichtungsgrundlage von Dünnschicht- und Nanosolarzellen, z. B. Glasscheiben, seltener Metall- oder Kunststofffolien.

Systemtechnik Alle Komponenten einer ∫ PV-Anlage mit Ausnahme der ∫ PV-Module. Tandemsolarzelle ∫ Mehrfachsolarzelle aus zwei übereinander liegenden ∫ pn-Übergängen. Teiltransparenz Eigenschaft von Bauteilen, die makroskopisch aus opaken und lichtdurchlässigen Bereichen bestehen. Teilvorgespanntes Glas (TVG) Durch Temperaturbehandlung mit erhöhter Widerstandsfähigkeit gegen mechanische und thermische Spannungen versehenes Glas, das jedoch nicht die Festigkeitswerte von ∫ ESG erreicht und ein Bruchbild ähnlich dem des ∫ Floatglases aufweist. Tellerhalter Bauteil zur ∫ punktförmigen Lagerung von Glasscheiben, das aus zwei Metallscheiben und einem Bolzen besteht, der in einer durchgehenden zylindrischen Glasbohrung geführt wird und beide Teller miteinander verbindet. Die Kraftübertragung erfolgt über ∫ Kraft- und ∫ Formschluss. Temperaturkoeffizient Der T. bezeichnet die relative oder absolute Veränderung von ∫ Strom, ∫ Spannung oder ∫ Leistung einer ∫ Solarzelle oder eines ∫ PV-Moduls bei einer Temperaturerhöhung um jeweils 1 °C. Transmission Bezeichnung für die Durchlässigkeit eines Mediums für elektromagnetische Wellen. Das Verhältnis von einfallenden und durchgelassenen Anteilen heißt Transmissionsgrad. In der Photovoltaik sind die Transmissionsgrade der Deckschichten für Strahlung im Wellenlängenspektrum zwischen Ultraviolett und nahem Infrarot von besonderer Bedeutung. Gegenteil von ∫ Absorption. Transparenz Der Begriff der Transparenz wird abhängig vom Kontext unterschiedlich gebraucht. Im Bauwesen spricht man dann von einem transparenten Bauteil, wenn es bei nicht-diffusem Strahlendurchgang einen sehr hohen Transmissionsgrad für Licht aufweist: Die Durchsicht erscheint klar und scharf. Tripelsolarzelle ∫ Mehrfachsolarzelle aus drei übereinander liegenden ∫ pn-Übergängen. Übereinstimmungszeichen (Ü-Zeichen) Kennzeichen für Bauprodukte, die nicht wesentlich von den technischen Regeln der BRL A Teil 1, einer AbZ, einem AbP oder einer ZiE abweichen. Überkopfverglasung ∫ Verglasung, die mehr als 10° zur Vertikalen geneigt ist. Diese Einbaulage erfordert besondere Sicherheitsmaßnahmen. VDE »Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik«. Zuständiges Normungsgremium im Bereich der Photovoltaik. Verbundglas (VG) Aufbau, bestehend aus einer Glasscheibe mit einer oder mehreren Scheiben aus ∫ Glas und/oder Verglasungsmaterial aus Kunststoff, die durch eine oder mehrere Zwischenschichten miteinander verbunden sind. Verbundsicherheitsglas (VSG) ∫ Verbundglas, bei dem im Fall eines Bruchs die Zwischenschicht Glasbruchstücke zusammenhält, die Größe einer eventuell entstandenen Öffnung begrenzt, eine Resttragfähigkeit bietet und das Risiko von Schnitt- und Stichverletzungen verringert. Da die Zwischenlage ausschließlich aus PVB-Folien bestehen darf, gelten Glas-Glas-Laminate mit PVBVerkapselung aufgrund der eingebetteten ∫ Solarzellen nicht als VSG. Verglasung Oberbegriff für die Gesamtheit aus Glasscheibe, Glashalterung, Abdichtung und weiteren Zubehörteilen. Verkapselung Schützende Einbettung der Solarzellen in transparente Zwischenschichten. Typische Verbundmaterialien sind EVA, PVB und Gießharz. Vertikalverglasung ∫ Verglasung, die bis zu 10° zur Vertikalen geneigt ist.

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Normen, Richtlinien, Verordnungen und Empfehlungen (Auswahl) Verwendbarkeitsnachweis Bei der Verwendung ungeregelter Bauprodukte notwendig. Als Verwendbarkeitsnachweis gilt eine ∫ AbZ/∫ ETZ, ein ∫ AbP oder eine ∫ ZiE. Vorgespanntes Glas Glaserzeugnis mit künstlich verursachten Druckspannungszonen an den Glasoberflächen und einer Zugspannungszone im Glaskern. Die Vorspannung wird durch schnelles Abkühlen von Temperaturen des zähelastischen Bereichs (thermische Vorspannung) oder durch Ionenaustausch erzielt (∫ ESG, ∫ VSG). Wafer ∫ Halbleiterscheiben, meist aus ∫ kristallinem Silizium, aus denen Solarzellen und Elektronikchips hergestellt werden. Watt-peak [Wp ] Einheit der Spitzenleistung (englisch peak = Spitze) im ∫ MPP, meist unter ∫ Standardtestbedinungen ermittelt. Wechselrichter Elektrisches Gerät mit der Hauptaufgabe, den solar erzeugten ∫ Gleichstrom in konventionellen ∫ Wechselstrom umzuwandeln. Wechselstrom (AC) Elektrischer ∫ Strom, der seine Richtung im zeitlichen Verlauf periodisch wechselt, z. B. im öffentlichen Netz sinusförmig mit einer Frequenz von 50 Hertz [Hz]. Weißglas Besonders eisenoxidarmes ∫ Glas, das gegenüber üblichem Kalknatronglas eine erhöhte ∫ Transmission und keine Grüntönung aufweist. Es erhöht die Effizienz eines Moduls. Wellenlänge Die W. entspricht der räumlichen Distanz zweier aufeinanderfolgender Wellenberge einer periodischen Wellenbewegung. Wirkungsgrad Effizienz der Energiewandlung: In der Photovoltaik das Verhältnis von abgegebener elektrischer ∫ Energie oder ∫ Leistung zu einfallender ∫ Solarstrahlung. Entsprechend der Bezugsleistung und -fläche unterscheiden sich Zell-, Modulund Systemwirkungsgrad. Letzterer beinhaltet auch die Verluste der ∫ Systemtechnik. Zellhintergrund Zwischen den ∫ Zellen und im Randbereich eines kristallinen ∫ PV-Moduls wird die Verbundfolie und/oder die Rückschicht sichtbar. Beide können gestalterische Aufgaben übernehmen. Zustimmung im Einzelfall (ZiE) Einmaliger ∫ Verwendbarkeitsnachweis für ein ungeregeltes Bauprodukt bzw. ∫ Anwendbarkeitsnachweis für eine ungeregelte Bauart, den die Oberste Bauaufsichtsbehörde des Bundeslands erteilt.

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Änderungen der Bauregellisten A und B und der Liste C. Ausgabe: 2008/2. DIBt Mitteilungen Nr. 6, Ernst & Sohn, Berlin 2008 Anforderungen an begehbare Verglasungen; Empfehlungen für das Zustimmungsverfahren, Fassung März 2000. In: Mitteilungen DIBt 2/2001, S. 60 – 62 Bauregelliste A, Bauregelliste B und Liste C. Ausgabe: 2008/1. DIBt Mitteilungen, Sonderheft Nr. 36, Ernst & Sohn, Berlin 2008 BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (Hrsg.): Technische Richtlinie Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz. Entwurf 06/2008 DASt-Richtlinie 016 Bemessung und konstruktive Gestaltung von Tragwerken aus dünnwandigen kaltgeformten Bauteilen. Deutscher Ausschuss für Stahlbau (Hrsg.). Düsseldorf 1992 DIN 1055 Einwirkungen auf Tragwerke, Teile 1, 4, 5, 100 DIN 4102 Brandverhalten von Baustoffen und Bauteilen, Teile 1, 4, 7 und 13 DIN 4108 Wärmeschutz und Energie-Einsparung in Gebäuden DIN 4426 Einrichtungen zur Instandhaltung baulicher Anlagen – Sicherheitstechnische Anforderungen an Arbeitsplätze und Verkehrswege. Planung und Ausführung. 9/2001 DIN 18516-4 Außenwandbekleidungen, hinterlüftet; Einscheibensicherheitsglas; Anforderungen Bemessung, Prüfung. 02/1990 DIN 18531 Dachabdichtungen – Abdichtungen für nicht genutzte Dächer, Teil 2: Stoffe. 11/2008 DIN 18545 Abdichten von Verglasungen mit Dichtstoffen, Teil 1: Anforderungen an Glasfalze. 02/1992 DIN EN 410 Glas im Bauwesen – Bestimmung der lichttechnischen und strahlungsphysikalischen Kenngrößen von Verglasungen. 12/1998 DIN EN 572 Glas im Bauwesen – Basiserzeugnisse aus Kalk-Natronsilicatglas, Teile 1 bis 9 DIN EN 673 Glas im Bauwesen – Bestimmung des Wärmedurchgangskoeffizienten (U-Wert) – Berechnungsverfahren. 06/2003 DIN EN 1096 Glas im Bauwesen – Beschichtetes Glas, Teile 1 bis 4 DIN EN 1279 Glas im Bauwesen – MehrscheibenIsolierglas, Teile 1 bis 6 DIN EN 1363-1 Feuerwiderstandsprüfungen – Teil 1: Allgemeine Anforderungen. 10/1999 DIN EN 1364-1 Feuerwiderstandsprüfungen für nichttragende Bauteile – Teil 1: Wände. 10/1999 DIN EN 1863 Glas im Bauwesen – Teilvorgespanntes Kalknatronglas, Teile 1 und 2 DIN EN 12150 Glas im Bauwesen – Thermisch vorgespanntes Kalknatron-Einscheibensicherheitsglas, Teile 1 und 2 DIN EN 12337 Glas im Bauwesen – Chemisch vorgespanntes Kalknatronglas, Teile 1 und 2 DIN EN 13501 Klassifizierung von Bauprodukten und Bauarten zu ihrem Brandverhalten, Teile 1, 2 und 5 DIN EN 13830 Vorhangfassaden – Produktnorm. 11/2003 DIN EN 13956 Abdichtungsbahnen – Kunststoffund Elastomerbahnen für Dachabdichtungen – Definitionen und Eigenschaften. 04/2007 DIN EN 14178 Glas im Bauwesen – Basiserzeugnisse aus Erdalkali-Silicatglas, Teile 1 und 2 DIN EN 14449 Glas im Bauwesen – Verbundglas und Verbundsicherheitsglas – Konformitätsbewertung/ Produktnorm. 07/2005 DIN EN 14509 Selbsttragende Sandwich-Elemente mit beidseitigen Metalldeckschichten – Werkmäßig hergestellte Produkte – Spezifikationen. 02/2007 DIN EN 14782 Selbsttragende Dachdeckungsund Wandbekleidungselemente für die Innen- und Außenanwendung aus Metallblech – Produktspezifikation und Anforderungen. 03/2006 DIN EN 50380 Datenblatt- und Typschildangaben von Photovoltaik-Modulen. 09/2003 DIN EN 61173 Überspannungsschutz für photovoltaische (PV) Stromerzeugungssysteme – Leitfaden. 10/1996 DIN EN 61215 (VDE 0126-31) Terrestrische kristalline Silizium-Photovoltaik (PV)-Module – Bauarteignung und Bauartzulassung. 02/2006 DIN EN 61277 Terrestrische photovoltaische (PV)

Stromerzeugungssysteme – Allgemeines und Leitfaden. 02/1999 DIN EN 61646 (VDE 0126-32) Terrestrische Dünnschicht-Photovoltaik (PV)-Module – Bauarteignung und Bauartzulassung. 03/2009 DIN EN 61730 (VDE 0126-30) Photovoltaik (PV)Module – Sicherheitsqualifikation, Teile 1 und 2. 10/2007 DIN EN 62305 (VDE 0185, Teil 305) Blitzschutz, Teile 1 bis 4 DIN V 11535-1 Gewächshäuser, Teile 1 und 2 DIN V 20000 Anwendung von Bauprodukten in Bauwerken, Teil 201: Anwendungsnorm für Abdichtungsbahnen nach Europäischen Produktnormen zur Verwendung in Dachabdichtungen. 11/2006 DIN V VDE V 0126-1-1 (VDE V 0126-1-1) Selbsttätige Schaltstelle zwischen einer netzparallelen Eigenerzeugungsanlage und dem öffentlichen Niederspannungsnetz. 02/2006 DIN V ENV 1187 Prüfverfahren zur Beanspruchung von Bedachungen durch Feuer von außen. 10/2006 DIN VDE 0100 (VDE 0100) Errichten von Niederspannungsanlagen (Elektrische Anlagen von Gebäuden), alle zutreffenden Teile, insbesondere Teil 7-712 VDE 0100-712: Anforderungen für Betriebsstätten, Räume und Anlagen besonderer Art – Solar-Photovoltaik (PV) Stromversorgungssysteme E DIN 18008 Glas im Bauwesen – Bemessungs- und Konstruktionsregeln, Teile 1 bis 7 (Entwurf) E DIN 18531 Dachabdichtungen – Abdichtungen für nicht genutzte Dächer, Teil 2: Stoffe. 04/2009 E DIN EN 15725 Berichte zum erweiterten Anwendungsbereich, bezogen auf das Brandverhalten von Bauprodukten und Bauarten E DIN EN 50524 (VDE 0126-13) Datenblatt- und Typschildangaben von Photovoltaik-Wechselrichtern. 10/2008 E DIN IEC 62446 (VDE 0126-23) Netzgekoppelte PV-Systeme – Mindestanforderungen an Systemdokumentation, Inbetriebnahmeprüfung und Prüfanforderungen. 07/2007 E DIN VDE 0126-21 (VDE 0126-21) Photovoltaik im Bauwesen. 07/2007 ETAG 002 Leitlinie für die Europäische Technische Zulassung für Geklebte Glaskonstruktionen, Teile 1 bis 3 GS-BAU-18 Grundsätze für die Prüfung und Zertifizierung der bedingten Betretbarkeit oder Durchsturzsicherheit von Bauteilen bei Bau- oder Instandhaltungsarbeiten. Ausgabe 02/2001 GUV-SI 8027 Mehr Sicherheit bei Glasbruch. GUVInformationen Sicherheit bei Bau und Einrichtung. Herausgegeben vom Bundesverband der Unfallkassen, München, 9/2001 Musterbauordnung (MBO). Fassung November 2002, Informationssystem Bauministerkonferenz, Berlin 2002 Muster-Liste der Technischen Baubestimmungen (MLTB), Fassung Februar 2008, Informationssystem Bauministerkonferenz, Berlin 2008. Technische Regeln für die Bemessung und Ausführung von punktförmig gelagerten Verglasungen (TRPV); Fassung 08/2006 Technische Regeln für die Verwendung von absturzsichernden Verglasungen (TRAV); Fassung 01/2003 Technische Regeln für die Verwendung von linienförmig gelagerten Verglasungen (TRLV); Fassung 08/2006 Technische Richtlinien des Glaserhandwerks, Nr. 1 bis 20, 8. Auflage, Verlagsanstalt Handwerk GmbH, Düsseldorf 2004 Überkopfverglasungen im Rahmen von Zustimmungen im Einzelfall. Merkblatt der Landesstelle für Bautechnik Baden-Württemberg. 4/2008 VDI 6012 Dezentrale Energiesysteme im Gebäude – Photovoltaik. 04/2002 Verband der Elektrizitätswirtschaft VDEW (Hrsg.): Eigenerzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz. VWEW Energieverlag, Frankfurt am Main 2001 Verband der Netzbetreiber VDN (Hrsg.): Technische Anschlussbedingungen TAB 2007 für den Anschluss an das Niederspannungsnetz. 07/2007 Wirtschaftsministerium Baden-Württemberg (Hrsg.): Bauen mit Glas. Informationen für Bauherren, Architekten und Ingenieure. Stuttgart 2002

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Dachdecker, Fachplaner, Architekten und Bauherren; Nachdruck 3. Auflage. VWEW Energieverlag, Frankfurt am Main 2008 Hegger, M., Fuchs, M., Stark, T., Zeumer, M.: Energie Atlas. Institut für internationale ArchitekturDokumentation, München 2007 Hermannsdörfer, I., Rüb, C.: Solardesign. Photovoltaik für Altbau, Stadtraum, Landschaft. jovis Verlag, Berlin 2005 Hullmann, H. (Hrsg.): Photovoltaik in Gebäuden. Handbuch für Architekten und Ingenieure. Fraunhofer IRB Verlag, Stuttgart 2000 Hullmann, Willkomm & Partner (hwp), Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET) (Hrsg.): Multifunktionale Photovoltaik. Photovoltaik in der Gebäudehülle. Hamburg/Kassel 2006 Humm, O., Toggweiler, P.: Photovoltaik und Architektur. Die Integration von Solarzellen in Gebäudehüllen = Photovoltaics in architecture. Birkhäuser, Basel 1993 Kiesow, G.: Einführung in die Denkmalpflege; 2. Auflage. Wissenschaftliche Buchgesellschaft, Darmstadt 1989 Klobasa, M., Ragwitz, M.: Gutachten zur CO2-Minderung im Stromsektor durch den Einsatz erneuerbarer Energien. Bericht für die Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien Statistik (AGEE-Stat) im Auftrag des Zentrum für Sonnenenergie- und WasserstoffForschung Baden-Württemberg (ZSW). Fraunhofer Institut für System- und Innovationsforschung, Karlsruhe 2005 Konrad, F.: Planung von Photovoltaik-Anlagen. Grundlagen und Projektierung; 2. Auflage. Vieweg+Teubner, Wiesbaden 2008 Krippner, R.: Die Gebäudehülle als Wärmeerzeuger und Stromgenerator. In: Schittich, C. (Hrsg.): im Detail Gebäudehüllen; 2. erweiterte Auflage. Institut für Internationale Architektur-Dokumentation, München 2006, S. 48 – 59 Landesgewerbeamt Baden-Württemberg (Hrsg.): Photovoltaik-Architekturpreis Baden-Württemberg 2001. Projektdokumentation, Stuttgart 2002 Landesstelle für Bautechnik Baden-Württemberg: Überkopfverglasungen im Rahmen von Zustimmungen im Einzelfall. Merkblatt G1; Fassung 15.04.2008. Regierungspräsidium Tübingen 2008 Leonhardt, F.: Zu den Grundfragen der Ästhetik bei Bauwerken. Springer-Verlag, Berlin/Heidelberg 1984 Löffler, V., Kutzer, C.: Bauaufsichtliche Regelung bei der Verwendung/Anwendung von ungeregelten Bauprodukten bzw. Bauarten im Einzelfall nach Sächsischer Bauordnung. In: Weller, B. (Hrsg.): glasbau2004; Tagungsband. Institut für Baukonstruktion der Technischen Universität Dresden, Dresden 2004, S. 19 – 37 Lüling, C. (Hrsg.): Architektur unter Strom. Photovoltaik gestalten. Institut für Städtebau und Architektur an der Technischen Universität Berlin, Berlin 2000 Luther, J.: Photovoltaik – Neue Horizonte. In: Stadermann, G. (Hrsg.): Themen 2003. Photovoltaik – Neue Horizonte. Jahrestagung des ForschungsVerbunds Sonnenenergie in Berlin, Berlin 2004, S. 5 –10 Ministerium für Wirtschaft, Mittelstand und Energie des Landes Nordrhein-Westfalen (MWME) (Hrsg.): Photovoltaik in der Gebäudegestaltung. Zukunftsenergien. Unterstützt von Land und Wirtschaft. Düsseldorf 2005 Oswald, R.: Die Zuverlässigkeit von Kunststoffdachbahnen. In: db deutsche bauzeitung; Heft 01/2008, S. 82– 87 Pahl, K.-A., Weber, R. (Hrsg.): Thema Material. TUDpress, Verlag der Wissenschaften GmbH, Dresden 2008 Perlin, J.: From Space to Earth. the story of solar electricity. aatec publications, Michigan 1999 Podleschny, R.: CE-Kennzeichnung von Bauelementen im Metallleichtbau. In: Stahlbau; Heft 5/2008, S. 228 – 335 Quaschning, V.: Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation; 5. aktualisierte Auflage. Carl Hanser Verlag, München 2007 Reidt, A.: Erläuterungen zur Leitlinie für die europäische technische Zulassung für geklebte Glaskonstruktionen. In: VDI (Hrsg.): VDI Berichte 1527.

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Anhang

Hersteller, Firmen und Informationsdienste (Auswahl) EUROSOLAR e. V. www.eurosolar.de

Schüco International KG www.schueco.com

FATH Solar GmbH www.fath-solar.com

Ernst Schweizer AG Metallbau www.schweizer-metallbau.ch

First Solar GmbH www.firstsolar.com

Sharp Electronics (Europe) GmbH www.sharp-solar.de

fischerwerke GmbH & Co. KG www.fischer.de

Signet Solar GmbH www.signetsolar.com

ForschungsVerbund Erneuerbare Energien www.fvee.de

Solar-Fabrik AG www.solar-fabrik.com

Glaswerke Arnold GmbH + Co. KG www.voltarlux.de

Solar Integrated Technologies GmbH www.solarintegrated.com

GOLDBECK Solar GmbH www.goldbeck-solar.de

SolarNext AG www.solarnext.eu

Grammer Solar GmbH www.grammer-solar.de

Solarenergieförderverein Bayern e. V. www.sev-bayern.de

GSK Glas Statik Konstruktion GmbH www.gsk-gmbh.com

Solarion AG / Photovoltaik www.solarion.de

GSS Gebäude-Solarsysteme GmbH www.zre-ot.de

solarnova Produktions- und Vertriebsgesellschaft mbH www.solarnova.de

Heindl Server GmbH (Hrsg.) www.solarserver.de

SOLARWATT AG www.solarwatt.de

heroal Johann Henkenjohann GmbH & Co. KG www.heroal.de

SolarWorld AG www.solarworld.de

AZUR Solar GmbH www.azur-solar.com

HC Systembau GmbH / ThyssenKrupp-Solartec

Solibro GmbH www.solibro-solar.de

Bilfinger Berger Hochbau GmbH www.hochbau.bilfinger.de

IMPEGS - Innovativer Glasbau und Solarsysteme www.impegs.de

BINE Informationsdienst www.bine.info

Inventux Technologies AG www.inventux.com

BP Solar Deutschland GmbH www.bpsolar.de

Kalzip® GmbH www.aluplussolar.com

Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (Hrsg.) www.erneuerbare-energien.de

Nanosolar GmbH www.nanosolar.de

Die in der Publikation genannten und in nachfolgender Liste aufgeführten Hersteller sind eine Auswahl möglicher Anbieter. Sämtliche Angaben gelten ausdrücklich nicht als Empfehlung, sie sind beispielhaft zu verstehen und erheben keinen Anspruch auf Vollständigkeit. 3S Swiss Solar Systems AG www.3-s.ch abakus solar AG www.abakus-solar.de Advent Solar Inc. www.adventsolar.com Agentur für Erneuerbare Energien www.unendlich-viel-energie.de aleo solar AG www.aleo-solar.de ALTEC Solartechnik AG www.altec-solartechnik.de www.ribicsystems.de alwitra GmbH & Co. Klaus Göbel www.alwitra.de asola Advanced and Automative Solar Systems GmbH www.asola-power.com AVANCIS GmbH & Co. KG www.avancis.de

BEE Bundesverband Erneuerbare Energie e. V. www.bee-ev.de Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) e. V. www.solarwirtschaft.de www.solarintegration.de Calyxo GmbH www.calyxo.com CENTROSOLAR Group AG www.centrosolar.com CIS Solartechnik GmbH & Co. KG www.cis-solartechnik.de Colt International GmbH www.colt-info.de Conergy AG www.conergy.de

Odersun AG www.odersun.de Parabel AG www.parabel-solar.de PVflex Solar GmbH www.pvflex.de Q-Cells SE www.q-cells.com Renusol GmbH www.renusol.com RHEINZINK GmbH & Co. KG www.rheinzink.de Roto Dach- und Solartechnologie GmbH www.roto-frank.com SAINT-GOBAIN Glass Deutschland GmbH www.saint-gobain-glass.de

solid solarenergie informations- und demonstrationszentrum www.solid.de SOLON SE www.solon.com Sontor GmbH www.sontor.de Sovello AG www.sovello.com StoVerotec GmbH www.stoverotec.de stromaufwärts Photovoltaik GmbH www.stromaufwaerts.at SULFURCELL Solartechnik GmbH www.sulfurcell.de SunStrom GmbH www.sunstrom.de Sunfilm AG www.sunfilm.com SunPower GmbH www.sunpowercorp.com Sunways AG Photovoltaic Technology www.sunways.de systaic AG www.systaic.de

Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e. V. www.dgs.de www.dgs-berlin.de

SANYO Component Europe GmbH www.sanyo-solar.eu

European Photovoltaic Industry Association (EPIA) www.epia.org

Scheuten Solar Holding B. V. www.scheutensolar.com

SWISSOLAR Schweizerischer Fachverband für Sonnenenergie www.swissolar.ch

ersol Solar Energy AG www.ersol.de

Schletter GmbH www.schletter.de

Würth Solar GmbH und Co. KG www.wuerth-solar.de

ertex-solar GmbH www.ertex-solar.at

SCHOTT Solar AG www.schottsolar.com

ZinCo GmbH www.zinco.de

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Anhang

Sachregister Abdichtung 55ff., 75 Abschattungswinkel 57, 66f. absorbieren 11, 14ff., 23, 43, 45, 50 Abstandsfläche 72 absturzsichernde Verglasung 54, 73ff., 78 Addition 35, 37, 49 Air Mass (AM) 11f., 22f. Akkumulator 24f. Albedo 12 Allgemeine bauaufsichtliche Zulassung (AbZ) 52f., 60, 71, 73ff. Allgemeines bauaufsichtliches Prüfzeugnis (AbP) 60, 73f., 76, 78f. Antireflexbeschichtung 20, 43ff. Antireflexschicht 15, 32, 35, 44f. Anwendbarkeitsnachweis 74, 76, 79 Atrium 55, 61, 74 Aufdach-System 30, 50, 55f., 58f. Ausrichtung 13, 26f., 29ff., 40f., 55, 58f., 66 autark 8, 24f., 68 Azimutwinkel 13 Balkonbrüstung 43, 74, 76 Bandsilizium 15 Bandsolarzelle 14 Bauart -geregelt 50, 52, 64, 74f., 77 -ungeregelt 61, 75ff. Bauaufgabe 39, 47, 61 Bauaufsichtsbehörde 73ff., 77f. Baudenkmal 39, 72 Baugenehmigung 72, 77 Bauprodukte -geregelt 61, 73, 76 -sonstige 56, 73f., -ungeregelt 73f., 76ff. Bauproduktenrichtlinie 72 Bauregelliste 73, 75f. 79 Bebauungsplan 72 Bedachung 60, 74, 76, 79 Bedruckung 43, 45, 76f. Befestigungskonsole 58 Befestigungsziegel 58 begehbare Verglasung 54, 74, 66ff. Bestand 21, 29, 39, 40f., 58, 61, 72 betretbare Verglasung 54, 74ff. beweglicher Sonnenschutz 13, 51 Bewölkung 12 Blindzelle 46 Blitzschutz 13, 72 Brand 28, 33, 56, 60, 71ff., 79 -prüfung 79 -schutz 28, 56, 60, 72f., 79 -verhalten 79 -versuch 71, 79 Brüstung 39, 43, 62f., 74, 76 Bypassdiode 19, 23f., 71 Cadmiumtellurid (CdTe) CE-Zeichen

14, 16f., 20, 22f., 32f. 71, 73f.

Dach -abdichtung 55ff., 75 -haken 58f. -haut 49f., 55ff., 79 -integration 60 -Flach28, 50, 55ff., 66, 72, 74 -Schräg28, 50, 55, 58f., 61, 74 -Shed55, 61 -Steil55 -Umkehr55, 57 -Vor55, 61, 66, 68, 74, 76 Deckglas 17ff., 37f., 43f., 47, 64 Deckscheibe 16, 19ff., 76 Deckschicht 36, 43 Denkmalschutz 72 Deutsches Institut für Bautechnik (DIBt) 73, 75ff. dezentral 26ff. Dominante 40 Doppelfassade 62, 65, 74 Drahtglas 74f. Dünnschicht -PV 71 -solarzellen 14, 17, 78 -technik 9, 16, 33

-technologie 16f., 22, 43ff., 51, 62, 66 -modul 15f., 18, 20ff., 27, 30, 32f., 63, 73, 78 Effizienz 14, 19, 22f., 27, 32, 40, 76 EFG-Zelle (Edge-defined Film-fed Growth) 15f. Eigenverschattung 54, 66f. Einbausituation 23, 29f., 50ff., 55, 61f., 74 Einbauüberwachung 77 Einscheibensicherheitsglas (ESG) 20, 51, 54, 61, 63f., 69, 73ff., 77 Einspeisezähler 24f., 29 Einstrahlung 11ff., 22f., 27, 30 elektrischer Anschluss 73 elektrischer Schlag 72 Elektroinstallation 71f. elektromagnetische -Beeinflussung 27 -Verträglichkeit 71 Elektrotechnik 71 Elementfassade 62, 65, 74f. energetische Amortisation 32f., 40 Energie -ausbeute 9, 12f., 20, 33, 43, 66 -bilanz 33 -ertrag 25, 29f., 51, 53, 66 -mix 25 -rücklaufzeit 32f. -verbrauch 7, 16 ENS 27 Ensemblefähigkeit 36 Entwässerungssystem 65 Erdatmosphäre 11 erd- und kurzschlusssichere Installation 28, 72 erdsichere Installation 28, 72 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 8f., 11, 25, 31, 40 Ertragsverluste 23, 25, 27 ETAG 53, 74, 77 Ethylen-Vinyl-Acetat (EVA) 19f., 23, 32, 44, 61, 69, 75, 77 Europäische Technische Zulassung (ETZ) 52, 73f., 76ff. Eurowirkungsgrad 27 EVA 19f., 23, 32, 44, 61, 69, 75, 77 Falzdachklammern 58 Farbklang 37 Farbpalette 40, 43 Farbstoffzelle 14, 18 Farbtöne 17, 35, 37, 44 Fassade -Doppel62, 65, 74 -Element62, 65, 74f. -Kalt30, 49f., 62 -multifunktionale 65 -Pfosten-Riegel53, 62, 64f., 74ff. -Structural-Sealant-Glazing64, 74, 77 -vorgehängte hinterlüftete 62f., 74f. -Vorhang68, 73ff., 77 -Warm30, 49f., 65 Fernwirkung 40, 45 feststehender Sonnenschutz 66 Feuerwiderstandsfähigkeit 79 Flachdach 28, 50, 55ff., 66, 72 Flächenausnutzung 15, 23, 36 Flächenbedarf 22f. flachgeneigtes Dach 55, 57, 59 Floatglas 20, 43, 51, 61, 74f., 77 Folie 9, 15ff., 23, 32, 38, 44f., 51, 54, 56, 60f., 63, 67, 69, 73ff., Frontglas 43 Frontkontakt 14, 16, 18f., 32, 36, 45 Garantie 21, 30, 32, 38, 72 gebäudegebunden 9, 27, 31f., 38ff., 43, 46f. Gebäudehülle 9, 18, 28, 37ff., 41, 49, 58, 63, 71ff. geklebte Glaskonstruktion 53, 73f., 77 Generator 9, 11, 13, 16, 22, 24ff., 38, 46, 53, 72 gerahmtes Modul 52, 59, 74 Gestaltungssatzung 40 getönt 43 Gießharz 19, 50f., 75, 77, 79 Glas -dach 74 -einstand 52, 54, 64, 74f. -Folien-Laminat 51, 54, 63, 67, 69, 73f.

-Folien-Modul -Glas-Gießharztechnologie -Glas-Laminat -Glas-Modul -halteleiste -kante Gleichstrom Globalstrahlung

20, 74 51 51, 53ff., 63, 74f. 20f., 67, 73, 77 52 20, 38, 46 24ff., 72 7f., 12

Hagel 19, 71 Halbleiter 8, 14ff, 32 Haptik 37 harmonisierte europäische Norm 73 harte Bedachung 60, 74, 76, 79 heißgelagertes Einscheibensicherheitsglas (ESG-H) 63, 74f. hinterlüftet 23, 30, 52, 55, 62f., 74f. Hinterschnittanker 53ff. Höhenwinkel 13 homogen 9, 15f., 25ff., 35, 43, 45, 47, 53, 62, 71f., 74 Hot Spot 19, 23f. 71 Hybridsolarzelle (HIT) Hochleistungszelle 14ff., 22f. 21, 71f. 74 50, 55, 57f., 60f. 8, 25 9, 19, 21ff., 27f., 36, 39f., 44, 49ff., 53f., 60f., 64f., 67, 71, 73, 76 Isolation 19, 27f., 71 Isolierglas 9, 21, 49ff., 53, 65, 74, 76f. Isolierglasaufbau 50f., 53, 65, 74, 76f. IEC Indach-Montage Indach-System Inselsystem Integration

Kabelkanal 28f., 79 Kaltdachaufbau 57 Kaltfassade 30, 49f., 62 Kantenschutz 36 Kilowatt-peak [kWp] 22ff., 26, 29, 32 Kleben 18f., 21, 23, 45f., 52f., 64, 73ff., 77 Konformitätsnachweis 73, 75 Kontaktgitter 16 Kontrast 37, 39, 46 Konzentratorsysteme 17 Koppeleffekt 65 Kosten-Nutzen-Bilanz 31 Kraftwerk 8f., 11, 18, 22, 24ff., 32 Kreuzmontage 59 künstliche Alterung 71 Kunststoff 14, 16, 18f., 21, 23, 38, 50f., 53f., 64,73ff., 78f., Kunststoffdachbahn 57, 73f. Kupferindiumdisulfid (CIS) 9, 14, 17f., 20ff., 33 Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid (CIS) 9, 16ff., 20ff. kurzschlusssicher 28, 72 kurzschlusssichere Installation 72 Lamellen 19, 40, 67ff., 74 Laminatklemme 54f. Laminator 20f. Landesbauordnung 56, 60, 72 Landschaftsraum 39ff. langwellig 11, 14f., 23 Langzeitbeständigkeit 21, 64 Lärmschutzwand 9, 31 Laser 15ff., 46 Lebensdauer 8, 21, 28, 32f. Leistung 8, 11f., 19ff., 31f., 38, 40, 71f. Leistungsmessung 71f. Leitung 7f., 19, 21, 27ff., 32, 65, 76, 79 Lichtdurchlässigkeit 45f. Lichtfalle 16f., 44 Lichtransmission 44, 66 linienförmige Lagerung 51ff., 61, 63f., 74f. Liste der Technischen Baubestimmungen 63, 75 Maßstab Material -ästhetik -palette -verbrauch Maximum-Power-Point (MPP) mechanische Beanspruchung Megawatt Mehrfachreflexion

35f., 39, 43 35 40 16 22, 27 19, 71 8, 24, 26 16

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Anhang

Metalleindeckung Modul -abstand -aufbauten -temperatur -wechselrichter Modularität monokristallin Montagesystem MPP-Regelung multifunktionale Fassade Muster Muster-Liste der Technischen Baubestimmungen nachgeführtes System Nanosolarzelle Neigungswinkel Nennleistung Netzanschluss Netzbetreiber netzgekoppelt Neubau Niederspannungsrichtlinie Notstromversorgung Oberfläche Oberflächenstruktur Ökobilanz opak Ornamentglas

55, 59, 61 57 51, 65, 73, 75f., 79 45, 49, 57, 61f., 65 26ff. 36, 43, 46f. 14ff., 21f., 44, 69 58f. 27 65 9, 15, 36f., 45ff., 66 63, 75 66f. 14, 18, 22, 33 13, 56f., 74 20, 22f., 27, 29, 31 29, 31, 72 8, 25, 29, 72 9, 11, 24ff., 29 13, 39ff., 57f., 61, 63 71 25

9, 11f., 15ff., 20, 30, 37f., 43f., 47, 50, 53, 64, 76 16, 43f. 32 16, 37, 41, 44, 46, 55, 62f. 43f., 74

Pendelschlagversuch 72, 76, 78 Performance Ratio 30f. Pfosten-Riegel-Fassade 53, 62, 64f., 74ff. Photonen 14, 17 Polycarbonat 21 polykristallin 14ff., 21f., 35, 44, 65, 77, 79 Polyvinylbutyral (PVB) 19f., 44, 61, 69, 75ff. Primärenergie 7, 22, 32f. Produktästhetik 35 Prüfstelle (PÜZ-Stelle) 76, 78 Prüfzertifikat 71 punktförmige Lagerung 52, 54, 74ff. Punkthalter 52ff., 61, 63f., 68, 74 PVB 19f., 44, 61, 69, 75ff. Rahmen 19f., 22, 32f., 36, 45f., 51ff. rahmenlos 20f., 51ff., 60 Rauigkeit 44, 61 Recycling 32 Reflexion 15f., 30, 37, 39, 43f. Regensicherheit 50, 55, 60 Rendite 31, 43 Ressourcen 7, 32f. Resttragfähigkeit 61, 75, 77ff. Rückkontakt 14, 17ff., 45 Rückkontaktzelle 15f. Rückschicht 43ff. Rückseitenfolie 19f., 32, 69 rutschhemmende Oberfläche 76f. Sammelleiter Schatten Schattenriss Schienensystem Schnee Schneelast Schrägdach Schutz -isolierung -klasse -kleinspannung Schwerlastverfahren selbstreinigend Sheddach Sicherheit Sicherheitsqualifikation Silikon Silizium -amorph -kristallin -mikromorph Simulationsprogramm

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28, 45 13, 23f., 28, 46, 61, 66 13 58 12f., 53, 60, 63 71, 77 28, 55, 58f., 61 72 28, 71f. 72 56f. 20 55, 61 21, 71f., 76, 78 71 52f., 64, 77 14, 16f., 22f., 57 14f., 17, 22, 32 14, 16, 17, 22 13, 30

Solar -dachelement 60 -dachziegel 60f., 73f. -konstante 11 -strahlung 7, 12f., 17, 23, 32 -zelle 8f., 11ff., 32 -zelle, bifacial 16 Sondermodul 12, 19, 21, 23, 60, 71 Sonnen -gürtel 12 -schutz 13, 19, 39, 41, 46, 49ff., 61, 66ff., 73f., 76 -stand 9, 12f., 57, 67f. -einstrahlung 12, 23, 27f., 30f., 33, 49, 66 Spannung 8, 14, 19f., 22, 27, 29, 50, 72 Spektrum 9, 11f., 14, 17, 22f., 47, 71 Spezialmodul 21, 23 Spiegelung 39, 43 Stadtraum 39, 42 Standard -modul 19f., 23, 31f., 60f. -Montage 59 -testbedingungen 22, 71 Standsicherheit 52, 55f., 72f., 76 Stapelsolarzelle 14, 17 Steildach 55 Stockschraube 58f. Stoßsicherheit 78 Strahlung -Ein11ff., 22f., 27, 30 -diffuse 13 -direkte 12 -Global7f., 12 -reflektierte 18 -Solar7, 12f., 17, 23, 32 Strangwechselrichter 26ff. String-Ribbon-Zelle 16 Stromnetz 8f., 25ff. Stromversorgung 8, 25f., 33, 72 Structural-Sealant-Glazing 64, 74, 77 Substitution 49, 74 Subtraktion 37 Systemtechnik 9, 26ff. Systemwirkungsgrad 30 Tageslicht 37, 46, 51, 61, 66f. Tandemzelle 17 teiltransparent 19, 37, 39, 45f., 51, 61, 77 teilvorgespanntes Glas (TVG) 20, 51, 55, 61, 71, 73ff., 77, 79 Temperatur 14f., 19, 22f., 27ff., 33, 50ff., 57, 63, 65, 71, 78 Textur 9, 16f., 36ff., 45, 47 Thermohydraulik-Antrieb 68f. Trägerglas 78 Trägermaterial 16ff., 20 Transformator 27 Transmission 19, 22, 40, 44, 61 transparent 16f., 19f., 23, 37, 39, 44, 55, 61f., 68 Transparent Conductive Oxide 16 Trapezblech 56f., 59 TRAV 74ff. Tripelzelle 17, 23 TRLV 51, 53, 61, 65, 74ff. TRPV 53, 55, 74ff. TVG 20, 51, 55, 61, 71, 73ff., 77, 79 Übereinstimmungsnachweis Überkopfverglasung Umkehrdach ungeregelte Bauarten Ü-Zeichen

71, 79 20, 55f., 61, 68, 73ff. 55, 57 61, 75ff. 73f.

71f. 56f. 51, 73f. 19, 21, 44 51, 54, 61, 65, 69, 74ff. Verglasung 20f., 37f., 51ff., 61, 63ff., 68, 71, 73ff. -absturzsichernde 54, 73ff., 78 -begehbare 54, 74, 66ff. -betretbare 54, 74ff. Vergütung 8f., 11, 25, 31, 40, 44 Verkabelung 28, 60f., 67 Verkapselung 19, 38, 44, 75 VDE Verankerungssystem Verbundglas Verbundmaterial Verbundsicherheitsglas (VSG)

Verklebung Verklotzung Verschaltung Verschattung

52f., 77 53, 64f. 17ff., 24f., 27f., 30, 36, 46, 59f., 68, 72 13, 19, 23ff., 27, 29ff., 33, 39, 51, 53f., 57, 59, 61, 66f., 69 Verschattungseffekt 53 Verschmutzung 13, 24, 30 Versicherung 30 Vertikalverglasung 20, 54f., 65, 74ff. Verwendbarkeitsnachweis 56, 73f., 76 Vordach 55, 61, 66, 68, 74, 76 vorgehängte hinterlüftete Fassade 62f., 74f. Vorhangfassade 68, 73ff., 77 Vorortanalyse 13 Wafer Wannensystem Warmdach Wärmedämmung Warmfassade Wechselrichter -Modul-Strang-ZentralWechselstrom Weißglas Wellenlänge Windlast Wirkungsgrad Wirtschaftlichkeit Witterung

9, 14ff., 32f., 37, 45, 77 56 30, 55, 57 55, 57, 62ff. 30, 49f., 65 24ff., 32, 71f. 26ff. 26ff. 26ff. 25, 27f. 19f., 43f., 77 12, 17, 35, 43 53, 65, 68 9, 14ff., 22f., 27, 30, 32f., 40, 43f., 46, 49, 58, 62, 66 8, 22, 29ff., 40, 62 12, 19f., 28, 49f., 58, 62f.

Zelle -Bandsolar14 -Blind46 -EFG- (Edge-defined Film-fed Growth) 15f. -Farbstoff14, 18 -Hybridsolar- (HIT) 15f., 22 -Nanosolar14, 18, 22, 33 -organische 14, 18, 47 -Rückkontakt15, 16 -Solar8f., 11ff., 21ff., 32f., 35, 43ff., 57, 61, 71, 73, 75ff. -Stapelsolar14, 17 -String-Ribbon15f. -Tandem17 -Tripel17, 23 Zellhintergrund 44ff. Zellstring 19 Zellzwischenraum 46 Zentralwechselrichter 26ff. Zertifizierung 71, 78 Zustimmung im Einzelfall (ZiE) 52f., 60, 68, 73 ff. Zuverlässigkeit 8, 71 Zwischenschicht 17, 19f., 37, 45f., 73, 75, 78

Anhang

Bildnachweis Allen, die durch Überlassung ihrer Bildvorlagen, durch Erteilung von Reproduktionserlaubnis und durch Auskünfte am Zustandekommen des Buches mitgeholfen haben, sagen die Autoren und der Verlag aufrichtigen Dank. Sämtliche Zeichnungen in diesem Werk sind eigens angefertigt. Nicht nachgewiesene Fotos stammen aus dem Archiv der Architekten oder aus dem Archiv der Zeitschrift Detail. Trotz intensivem Bemühen konnten wir einige Urheber der Fotos und Abbildungen nicht ermitteln, die Urheberrechte sind aber gewahrt. Wir bitten um dementsprechende Nachricht. Titel Mitte, Seite 70: Christian Schittich, München Seite 6: Dr Alzheimer’s Photo Blog, www.gallery.dralzheimer.stylesyndication.de Seite 8 links: Smithsonian, National Air and Space Museum, US – Chantilly, Virginia Seite 8 rechts, 76 links: Architekturbüro Georg Feinhals, Aachen Seite 9 links: FBH/Petra Immerz Seite 9 rechts: Dieter Geyer, Zentrum für Sonnenenergieund Wasserstoff-Forschung, Stuttgart Seite 10: Aitor Diago, ARTEUNO WELT S. L. Seite 13: Markus Metz, Berlin Seite 14 rechts: Konarka Technologies, Inc., US – Lowell Seite 15 links: Sovello AG, Bitterfeld-Wolfen Seite 15 Mitte, 20 unten Mitte: SCHOTT Solar, Alzenau Seite 15 rechts: SANYO Component Europe GmbH, München Seite 16: Helmholtz-Zentrum Berlin für Materialien und Energie

Seite 28 oben: Kaco New Energy GmbH, Neckarsulm

Seite 56 links: Kolb & Schmelcher Elektro, Mannheim

Seite 28 Mitte, 61 links: Sunways AG, Konstanz

Seite 57 oben: alwitra Flachdach-Systeme, Trier

Seite 28 unten: ISET e. V., Kassel

Seite 57 unten: Solar Integrated Technologies GmbH

Seite 29 oben, 56 rechts: SunStrom GmbH, Dresden

Seite 58 unten: Soltech GmbH, Bielefeld

Seite 29 Mitte, 51, 92, 93: Peter Ferstl, Regensburg

Seite 60 oben: asola – Advanced and Automotive Solar Systems GmbH, Isseroda

Seite 29 unten: SMA Solar Technology AG, Niestetal Seite 32: SolarWorld AG, Bonn Seite 34: Uwe Schumann Seite 36 links, Mitte: Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e. V., Köln Seite 37: Samyn and Partners, Brüssel Seite 38 oben: Christian Richters, Münster Seite 38 unten: Bildarchiv der Stadt Herne Seite 40 oben: NET Nowak Energie und Technologie AG, CH–St. Ursen Seite 40 Mitte: Würth Solar GmbH & Co. KG, Schwäbisch Hall Seite 40 unten: Astrid Schneider, Berlin Seite 41 oben: msp Architekten, Dresden Seite 41 Mitte, 46 rechts, 63 links, 76 rechts: Glaswerke Arnold GmbH + Co. KG, Merkendorf Seite 41 unten: Leon Schmidt Seite 42, 77 rechts: ertex-solar GmbH, A – Amstetten

Seite 60 Mitte: systaic AG, Düsseldorf Seite 60 unten: Kalzip, Koblenz Seite 61 rechts: Schüco International KG, Bielefeld Seite 62 oben: GOLDBECK Solar GmbH, Hirschberg Seite 63 rechts: ‘asp’ Architekten, Stuttgart Seite 65 oben: Simone Giostra & Partners, Inc, US – New York Seite 67 oben, 68 oben, 69: Colt International GmbH Seite 67 unten: Région Languedoc Roussillon Seite 72: TÜV Rheinland Group Seite 77 links, 83: Bitter Bredt Fotografie, Berlin Seite 78 Mitte: Jan Wünsch, Dresden Seite 78 rechts, 79 links: Jan Ebert, Dresden Seite 79 Mitte: Friedrich May, Berlin

Seite 44 oben: WISTA-MG, www.adlershof.de, Berlin

Seite 79 rechts: Materialprüfungsanstalt Universität Stuttgart – MPA Stuttgart

Seite 45 oben, 65 unten: Tobias Grau GmbH, Rellingen

Seite 80, 84: MCA/Daniele Domenicali

Seite 46 Mitte: Constantin Meyer, Köln

Seite 82: Ralf-Peter Busse, Leipzig

Seite 47 oben links: Kopf Solarschiff GmbH, Sulz-Kastell

Seite 85: MCA/Alessandro Digaetano

Seite 47 oben rechts: Karl Blockwell, Capita Symonds, UK – Cardiff

Seite 87, 88, 89: Bruno Klomfar, Wien

Seite 22 oben: Prof. Dr. Jan Cremers, SolarNext AG/Hightex Group, Rimsting

Seite 47 unten: Art Gray, US – Santa Monica

Seite 90, 91: Jens Passoth, Berlin

Seite 22 Mitte: Corus Bausysteme GmbH, München

Seite 48, 62 unten: Lukas Roth, Köln

Seite 95: Michael Voit, München

Seite 24 oben: SOLON SE für Solartechnik, Berlin

Seite 53: Planerwerkstatt Hölken-Berghoff, Vörstetten

Seite 96: Melanie Weber, München

Seite 24 unten: Wilhelm Hofbauer, Wien

Seite 54 oben: IBC SOLAR AG, Bad Staffelstein

Seite 97, 98 unten, 99: Eibe Sönnecken, Darmstadt

Seite 25: Solarc Innovative Solarprodukte GmbH, Berlin

Seite 54 Mitte: Schletter GmbH, Kirchdorf/Haag

Seite 100, 101: Andreas Keller, Altdorf

Seite 26: TNC Consulting, CH – Erlenbach

Seite 55: BP Solar Deutschland GmbH, Hamburg

Seite 102: Stefan Unnewehr, Dresden

Seite 18 oben rechts: FZ-Jülich Seite 18 Mitte: Odersun AG, Frankfurt Seite 18 unten: Nanosolar GmbH, Luckenwalde Seite 21 oben: Scheuten Solar, Venlo Seite 21 unten: SOLARWATT AG, Dresden

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Produktnachweis

Rubrikeinführende Fotos

Autoren und Verlag danken den folgenden Firmen für die Bereitstellung von Mustern und/oder für die Fotografieerlaubnis vor Ort.

Seite 10: 1 MW Solarpark mit zweiachsig nachgeführten SOLON-Movern in Cabanillas (E)

Fotos: Stefan Unnewehr, Dresden

Seite 34: Q-Cells Firmenzentrale in Bitterfeld-Wolfen (D) 2007, bhss Architekten

S. 14 unten (1.): ersol Solar Energy AG, Erfurt S. 14 unten (2., 3.), S. 45 Mitte und rechts (vier Stück), S. 15 oben rechts (a und b): ertex-solar GmbH, A – Amstetten S. 14 unten (4.): Solar Integrated Technologies GmbH S. 14 unten (5.), S. 20 unten rechts: Würth Solar GmbH und Co. KG, Schwäbisch Hall S. 19, S. 20 oben, unten links, S. 44 unten, S. 45 unten links (zwei Stück), S. 46 oben links (l): SOLARWATT AG, Dresden S. 22 unten: Odersun AG, Frankfurt S. 36 rechts (vier Stück): Advent Solar Inc., US – Albuquerque S. 43 oben: Thiele Glas, Falkenhain (l) Hunsrücker Glasveredelung Wagener GmbH & Co. KG, Kirchberg (r) S. 43 unten: SAINT-GOBAIN Glass Deutschland GmbH, Aachen S. 46 oben links (r): Glaswerke Arnold GmbH + Co. KG, Merkendorf S. 54 unten: solarnova Produktions- und Vertriebsgesellschaft mbH fischerwerke GmbH & Co. KG, Wedel S. 58f. oben: Schletter GmbH, Kirchdorf/Haag

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Seite 48: Feuerwache Heidelberg (D) 2007, Peter Kulka Seite 70: Hauptbahnhof in Berlin (D) 2006, von Gerkan, Marg und Partner Seite 80: Institutsgebäude in Peking (CN) 2006, Mario Cucinella Architects Seite 102: Nahaufnahme eines polykristallinen Siliziumwafers