Gebäudeintegrierte Photovoltaik (BIPV)
Anforderungen und praktische Umsetzung

Gebäudeintegrierte Photovoltaik bzw. Building Integrated Photovoltaic (BIPV) sind Bauteile, die neben der Stromerzeugung auch weitere Funktionen übernehmen, bspw. Sonnen-, Schall- oder Wärmeschutz. Mit fortschreitender Verknappung von Dachflächen und der dynamischen Entwicklung der PV-Technologie (Kosten und Wirkungsgrade) geraten die senkrechten Gebäudeflächen zunehmend ins Visier von Planern und Bauherren.

In schneereichen Gebieten bieten senkrecht montierte PV-Module heute schon den Vorteil, auch beim winterlichen Sonnenstand südseitig noch einen guten Wirkungsgrad zu erreichen und Schneefreiheit zu garantieren. Sobald die anvisierten Modulkosten im Bereich hochwertiger Fassaden aus Stein, Metall oder beschichtetem Glas liegen werden, wird der Einsatz in der Fassade aus Gründen der Energieerzeugung und Imagemotiven an Bedeutung gewinnen. Bei der Anwendung der BIPV sollte darauf geachtet werden, dass die zu erwartende Einstrahlung nicht durch Verschattungen von umliegenden Gebäuden, der Topographie oder Bäumen reduziert wird. Außerdem müssen beim Gebäude Faktoren wie die Neigung/Orientierung der Module, mögliche Verschattung durch auskragende Elemente, das Verschalten der Module, die Kabelführung, zu erwartende Temperaturen, Hinterlüftung usw. beachtet werden.

Baurechtliche Anforderungen

Beim Einsatz von Photovoltaik in der Gebäudehülle treffen Elektrotechnik und Bauwesen aufeinander, so dass auch Anforderungen aus dem Baurecht erfüllt werden müssen. Es gelten die Bauproduktenverordnung mit den jeweilig harmonisierten Normen für Fenster, Fassaden (EN 14351-1, EN 13830 etc.) und die Niederspannungsrichtlinie (EN 61730-1,

EN 61730 etc.). PV-Module für die Fassade bestehen meistens aus einem Verbundglas, bei dem die Solarzellen bzw. die Beschichtung zwischen den Gläsern eingebettet sind oder in den Scheibenzwischenraum des Isolierglases integriert sind. BIPVs sind baurechtlich nicht immer geregelte Bauprodukte, sie sind daher erst auf Basis einer Zustimmung im Einzelfall oder einer allgemein bauaufsichtlichen Zulassung verwendbar. Nachgewiesen werden müssen Standsicherheit, Resttragfähigkeit, Dauerhaftigkeit, Materialverträglichkeit sowie bauphysikalische Aspekte wie Lichttransmission, Wärme-, Feuchte-, Feuer- und Sonnenschutz. Nach deutschem Baurecht sind zusätzlich die  Technischen Regeln für die Verwendung von linienförmig gelagerten Verglasungen (TRLV), die Technischen Regeln für die Bemessung und Ausführung punktförmig gelagerter Verglasungen (TRPV), die Technischen Regeln für absturzsichernde Verglasungen (TRAV) und bei geklebten Systemen auch die ETAG 002-1 bzw. beim Fassadeneinbau die ETAG 002-2 zu beachten, auch wenn diese in den Regelwerken BIPV nicht explizit erwähnt werden.

Wirkungsgrade

Die in den technischen Dokumentationen angegeben Wirkungsgrade der PV-Module werden normativ unter STC Bedingungen (Bestrahlung 1 000 W/m², Spektrum AM 1,5, Zelltemperatur 25° C) ermittelt und liegen in der praktischen Anwendung je nach Zelltechnologie üblicherweise im Bereich von 7 bis 17 %; der theoretische maximale Wirkungsgrad von Solarzellen mit einer Halbleiterschicht liegt bei 31 % unter STC Bedingun-gen. Die aktuellen Rekordhalter sind nach wie vor Multi­layerzellen, deren Wirkungsgrad im Forschungsumfeld mittlerweile ca. 38 % erreicht hat. Viel getan hat sich auch bei organischen Solarzellen, deren Wirkungsgrad bei ca. 11 % liegt und deren Fertigungstechnik sehr geringe Kosten verspricht. Diese Technologie ist aber für den Baubereich noch nicht marktreif, da die Langzeitstabilität der organischen Verbindungen noch zu gering ist.

Die Wirkungsgrade von semitransparenten Modulen für die Gebäudeintegration liegen abhängig vom Lichttransmissionsgrad und Zelltechnologie etwas unter den oben angegeben Werten (ca. 5 % bei amorphen Si und einem Lichttransmissionsgrad 0,15). Neben den synthetischen Modulwirkungsgraden spielen für den tatsächlichen Anlagenwirkungsgrad die folgenden Einflüsse eine große Rolle: Einstrahlungs- und Klimadaten, Verschaltung und Wechselrichterauswahl, Hinterlüftung, Ausrichtung und Neigung des Moduls sowie die Verschattungssituation. Diese Einflüsse der Anlage und des Standortes gehen in die Schätzung des zu erwartenden

Energieertrages (KWh/KWp) ein, der in Ertragsgutachten angegeben wird und Grundlage für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von Photovoltaikanlagen ist.

Kosten-Nutzen-Analyse

Bei der Fassadengestaltung hat das Design einer PV-Anlage eine größere Bedeutung als bei Freiland- oder Aufdachanlagen, da PV-Module durch andere Bauelemente und die Fassadengeometrie teilweise oder dauerhaft verschattet werden können. Die Konsequen-zen von Teilbeschattung werden bei der Planung von PV-Modulen oft unterschätzt.

Die Leistung einer Anlage wird durch die eingesetzte Zelltechnologie sowie die Verschaltung der PV-Zelle beeinflusst. Bei einer Serienschaltung mehrerer Zellen wirkt eine verschattete Zelle wie eine „Bremse“ für den Strom und die Leistung der gesamten Serienschaltung nimmt drastisch ab. Dies gilt analog auch für PV-Module, die durch eine Serienschaltung zu einem Strang verschaltet sind. Innerhalb einer Serienschaltung hat man daher bei Verschattungen die größten Verluste. Bei einer Parallelverschaltung ist der Einfluss der verschatteten Bereiche auf den Ertrag deutlich geringer, aber es entstehen hohe Stromstärken bei niedrigen Spannungen, die dann große Kabelquerschnitte und spezielle Wechselrichter erforderlich machen. Die einfachste Möglichkeit, Verschattungsverluste zu reduzieren, ist deshalb, die PV-Module an den Schattenwurf anzupassen. Es ist deshalb nicht immer zielführend, alle Module zur Energieerzeugung zu nutzen. So kann es für den Ertrag einer Anlage in der Fassade durchaus sinnvoll sein, die dauerhaft verschatteten Module einfach nicht zu verschalten und als „Blindelement“ einzusetzen. Erfolgversprechend ist dieser Ansatz aber nur bei unkomplizierten Verschattungssitua-tionen, bspw. bei horizontalem oder vertika-lem Schattenwurf, der durch Telefonmasten oder Tischreihen in Aufdachanlagen entsteht. Bei Fassaden zeigt sich in der Regel eine etwas komplexere Verschattungssituation.

Ein eigenes MPP-Tracking (Maximum Power Point) für jedes PV-Modul durch Modulwechselrichter oder spezielle DC/DC Konverter mit zentralem Wechselrichter ist eine Alternative, um die Auswirkungen einer Teilverschattung zu minimieren. Solche techni-schen Lösungen sind zurzeit noch kostenaufwendig, werden bei steigenden Stückzahlen aber deutlich günstiger, so dass hier bald wirtschaftliche Lösungen zu erwarten sind.

Bauherr, Investor und Architekt bewegen sich immer im Spannungsfeld zwischen architektonischer Gestaltung und Ertragsoptimierung. Umso wichtiger ist eine gründliche Planung der Fassade durch den Architekten, dem heute leistungsfähige Softwaretools für Verschattungsanalysen zur Verfügung stehen. Dennoch hängen die tatsächlich erreichbaren Anlagenleistungen und die Wirtschaftlichkeit in erheblichem Maße vom Zusammenspiel der Modultechnologie, der Anlagenkonfiguration, dem Design der Fassade und der Verschattung ab. Eine Kosten-Nutzen-Analyse muss daher seitens des Anlagenplaners in Abstimmung mit dem Architekten immer projektbezogen erfolgen.

PV-Module als Sonnenschutz

BIPV-Module im transparenten Bereich der Fassade sind auch für einen gleichzeitigen Einsatz als Sonnenschutz und zur Tageslichtversorgung geeignet, weil der Energie- und Lichttransmissionsgrad sich gut durch eine unterschiedliche Belegung des Moduls mit mono- oder polykristallinen PV-Zellen vari-

ieren lässt. Hier eignen sich PV-Module in Dünnschichttechnologie, weil diese im Format flexibler herstellbar sind und sich die Transmission, die Gestaltung, die Farbgebung und Transparenz mittels Lasertechnik einfach variieren lässt. Gerade bei Dachverglasungen von Atrien lassen sich Sonnenschutz und Energiegewinnung ideal kombinieren.

Der sommerliche Wärmeschutz von Gebäuden muss gemäß EnEV § 3 und 4 nachgewiesen werden. Für die Bewertung benötigt der Planer verlässliche Kennwerte wie den Gesamtenergiedurchlaßgrad g bzw. g total (Wert für Verglasung in Kombination mit einem PV-Modul).

Brand- und Löschfall

Bereits wenige in Reihe geschaltete Photovoltaikmodule erzeugen als „Generator“ bei Lichteinfall eine Spannung von über 120 V, die sich nicht einfach abschalten lässt, außer man verdeckt die Modulfläche. Die Spannung ist bereits so hoch, dass bei Nichteinhaltung von Sicherheitsmaßnahmen Löschkräfte der Feuerwehr gefährdet sind. Die oftmals publizierte Gefahr des Stromschlages über den Löschstrahl ist prinzipiell möglich, aber eher unwahrscheinlich, wenn Sicherheitsabstände und Regeln eingehalten werden. Bauherren und Investoren müssen daher nicht befürchten, dass Gebäude mit Photovoltaikanlagen nicht gelöscht werden können und die Feuerwehr das Gebäude kontrolliert abbrennen lässt. Aber auch bei Reinigungs- und Wartungsarbeiten besteht für das eingesetzte Personal ein nicht zu unterschätzendes

Risiko für einen Stromschlag, der auch tödlich enden kann. Eine PV-Anlage birgt als elektrisches Bauteil in sich auch die Gefahr einer Brandentwicklung, die durch mangelhafte Produkte oder eine unsachgemäße Installation entstehen kann (Fehler beim Blitzschutz, Leitungsverlegung und Klemmverbindungen etc.). Seit dem 1. Juni 2006 sind daher sogenannte Lastabschalter im Generatoranschlusskasten und im Wechselrichter für Photovoltaikanlagen vorgeschrieben. Der sicherste Weg, eine Photovoltaikanlage strom- und spannungsfrei zu schalten ist, aber der „Kurzschluss“ jedes einzelnen PV-Moduls an seinen Anschlussklemmen. Entsprechende anlagentechnische Lösungen existieren bereits. Damit besteht auch für die Feuerwehr im Brandfall die Möglichkeit, sich den PV-Modulen gefahrlos zu nähern, diese zu berühren oder für die Brandbekämpfung zu demontieren. Leider mangelt es derzeit noch an eindeutigen Regeln und Vorgaben durch Normen oder Gesetze. Die Berufsfeuerwehr München, der TÜV-Rheinland und das Fraunhofer Institut für solare Energiesysteme erarbeiten in einem vom Bundesumweltministerium geförderten Projekt entsprechende Grundlagen und Empfehlungen.

Pilotprojekt

Im Erweiterungsbau des Institutsgebäudes des ift Rosenheim kamen 197 m² Photovoltaikfassade in Dünnschichttechnologie zum Einsatz, weil der Wirkungsgrad bei indirekter und diffuser Strahlung nicht so stark abfällt, und die Module bei höheren Umgebungs-temperaturen einen besseren Wirkungsgrad haben als kristalline PV-Zellen. Außerdem wirken die Flächen ruhiger und es sind auch unterschiedliche Farbgestaltungen möglich. Wichtig ist auch die Festlegung der Modulgrößen (Rastermaß 1,30 x 1,10 m), um einen hohen Belegungsgrad trotz hohem Fensteranteil zu erreichen. Der hohe Fensteranteil war notwendig und Teil des Energiekonzepts, um eine ausreichende natürliche Belüftung und Tageslichtversorgung durch Fenster zu ermöglichen. Die PV-Anlage ist ein Pilotprojekt, bei dem konstruktive Fragestellungen zu den Themen Sicherheit, Bauphysik, Baukörperanschlüsse, Montageabläufe und die Einbindung in die Haustechnik wissenschaftlich begleitet wurden.

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