Hochschule für Technik, Wirtschaft und Kultur Leipzig

Hochschule für Technik, Wirtschaft und Kultur Leipzig
Leistungsbewertung zur Optimierung
gebäudeintegrierter Photovoltaikanlagen
Simulation von BiPV-Systemen mittels dynamischer Simulationen
Masterarbeit Nummer: 189/13
Masterarbeit zur Erlangung des Grades
MASTER OF ENGINEERING (M.Eng.)
von
Sascha Lindig
geb. am 23.10.1987
in Jena
57775
Fakultät
Maschinenbau und Energietechnik
Masterstudiengang
Energie- und Umwelttechnik
Betreuer
Professor Dr.-Ing. Winfried Hähle
Unternehmen
Europäische Akademie von Bozen/Bolzano (EURAC)
Betreuer
David Moser
Bolzano
Januar - Juli 2014
Eidesstattliche Erklärung
Ich versichere wahrheitsgemäß, die Masterarbeit selbstständig angefertigt, alle benutzten Hilfsmittel
vollständig und genau angegeben und alles kenntlich gemacht zu haben, was aus Arbeiten anderer
unverändert oder mit Abänderungen entnommen wurde.
Bolzano, den 14. Juli 2014
Sascha Lindig
Danksagung
Zunächst möchte ich meinem Betreuer am EURAC, David Moser, für dass geduldige und freundliche
Miteinander und die anregenden fachlichen Diskussionen danken. In vielen Momenten konnte er mir
mit guten Ideen und seinem beeindruckendem Fachwissen weiter helfen.
Für die wissenschaftliche Betreuung seitens der HTWK Leipzig bedanke ich mich bei Herrn Professor
Winfried Hähle.
Weiterhin danke ich allen Kollegen am EURAC-Institut für erneuerbare Energien für das angenehme
und offene Arbeitsklima.
Dabei gilt mein besonderer Dank Valentino Diener, der mich bei der Konstruktion des experimentellen
Aufbaus tatkräftig unterstützt hat.
Zu guter Letzt danke ich vielmals meiner Schwester Alexandra, die die Übersetzung meiner Arbeit
mit scharfem Auge und dem richtigen Händchen beobachtet und verbessert hat.
Abstrakt
Abstrakt
Gebäudeintegrierte Photovoltaiksysteme (BiPV) sind üblicherweise an Gebäude angebrachte
Photovoltaikanlagen mit zusätzlichen Funktionen. PV-Module, die in oder an einer Gebäudehülle
installiert sind, ersetzen Teile der Gebäudestruktur und müssen deren Eigenschaften erfüllen.
Die primäre Aufgabe eines BiPV-Systems ist es, die Funktionen des substituierten Teils zu übernehmen, wobei es darüber hinaus Strom produziert. Oftmals werden PV-Module an Gebäuden
angebracht oder installiert, ohne den Einfluss auf das thermische Verhalten der Gebäudehülle
und den Temperatureffekt auf die Stromgeneration oder den Innenraumkomfort, zu berücksichtigen. Darüber hinaus werden der Raumkomfort sowie eventuelle Energiestrategien betroffener
Gebäude vernachlässigt.
Aufbauend auf diesem Defizit beschäftigt sich diese Arbeit mit der Analyse und Optimierung der
Integration diverser Photovoltaiktechnologien. Zuerst wurden die verschiedenen Parameter, die
das thermische und elektrische Verhalten eines BiPV-Fassadenelements beeinflussen, definiert.
Durch die Variation dieser Werte konnte der Einfluss der Gebäudekonfiguration auf thermische
Abhängigkeiten studiert werden. Das Hauptaugenmerk dieser Arbeit lag auf der Optimierung
der BiPV-Systemkonfiguration mithilfe der Software TRNSYS. Zu diesem Zweck wurden zwei
verschiedene Zielgebäude entworfen und untersucht. Diese Gebäude können als Beispiele des
bestehenden Gebäudebestands Zentraleuropas angesehen werden. Eines steht repräsentativ für
den Wohnsektor, dass andere für den Bürosektor. Ein besseres Verständnis von integrierten
PV-Systemen ermöglicht zudem die Ausarbeitung und Bewertung von möglichen Implementierungen passiver Lösungen, um die jährliche PV-Produktion zu optimieren.
Darauf aufbauend wurde ein experimenteller Versuchsaufbau entwickelt. Dieser Aufbau wurde
auf der Basis der Ergebnisse der durchgeführten Simulationen entwickelt. Die Module, die
innerhalb der Simulationen Verwendung fanden, standen auch für den experimentellen Teil zur
Verfügung.
Diese Arbeit wurde durchgeführt um ein besseres Verständnis dafür zu gewinnen, was es bedeutet, ein Photovoltaiksystem effizient in ein Gebäude zu integrieren. Des Weiteren stand die
Analyse der Parameter im Vordergrund, die die Stromgeneration sowie das Verhalten eines
betreffenden Gebäudes beeinflussen und wie diese bestmöglich gewählt werden sollten. Die
Ergebnisse tragen dazu bei, bestehende BiPV-Fassaden in Bolzano zu bewerten und optimierte
Konzepte zu entwerfen.
–V–
INHALTSVERZEICHNIS
Inhaltsverzeichnis
Abstrakt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – V –
Inhaltsverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – VI –
Abbildungsverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – VIII –
Tabellenverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – XI –
1.
Einleitung & Motivation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 1 –
1.1. Stellenwert der Solartechnik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 1 –
1.2. BiPV & Thermisches Verhalten von Solarzellen . . . . . . . . . . . . . . . . . – 3 –
1.3. Motivation & Ziel der Arbeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 5 –
2.
Theoretische Aspekte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 6 –
2.1. Photovoltaischer Effekt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 6 –
2.2. Aufbau von Solarzellen & Verschaltung zu Modulen . . . . . . . . . . . . . . – 10 –
2.2.a) Kristalline Solarzelle - Struktur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 10 –
2.2.b) Verschaltung von kristallinen Silizium-Solarzellen im Modul . . . . . . – 13 –
2.2.c) Dünnschicht-Solarzellen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 14 –
2.3. Technische Parameter einer Solarzelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 16 –
2.4. Temperaturverhalten von Solarzellen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 19 –
3.
Gebäudeintegrierte Photovoltaik-Systeme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 22 –
3.1. Level der Integrierbarkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 22 –
3.2. Gebäudeintegration von Solarmodulen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 23 –
3.2.a) Dachintegration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 23 –
3.2.b) Fassadenintegration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 24 –
3.3. Leistungsbeeinflussende Parameter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 26 –
4.
Simulationen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 29 –
4.1. Berechnungsmodell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 30 –
4.1.a) Simulationssoftware ”TRNSYS” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 30 –
4.1.b) TRNSYS-BiPV-Typ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 30 –
4.2. Modellstruktur und Methoden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 32 –
4.2.a) Modell - Wohngebäude . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 33 –
4.2.b) Modell - Bürogebäude . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 35 –
4.2.c) Simulation ausgewählter PV-Module . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 37 –
4.3. Simulationsergebnisse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 42 –
– VI –
INHALTSVERZEICHNIS
4.3.a) Ergebnisse und Diskussion - Wohngebäude . . . . . . . . . . . . . . . . – 44 –
4.3.b) Ergebnisse und Diskussion - Bürogebäude . . . . . . . . . . . . . . . . – 61 –
4.3.c) Vergleich und Fazit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 71 –
5.
Experimentalteil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 76 –
5.1. Experimenteller Aufbau & Wahl der Parameter . . . . . . . . . . . . . . . . . – 77 –
5.2. Experimente - Ergebnisse und Fazit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 83 –
6.
Zusammenfassung und Ausblick . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 89 –
Quellenverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 91 –
Literaturverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 92 –
Anhang . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 96 –
– VII –
ABBILDUNGSVERZEICHNIS
Abbildungsverzeichnis
1
Energie-Mix Deutschland 2013 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 1 –
2
Ausblick Neuinstallationen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 1 –
3
Ladungsträgerabsorption im Halbleiter bei Lichtabsorption . . . . . . . . . . . . . – 7 –
4
Diffusion von Ladungsträgern in kontaktiertem Halbleiter . . . . . . . . . . . . . . – 9 –
5
Allgemeine Struktur p-Typ Solarzelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 10 –
6
Verschaltung von Solarzellen zu einem Modul . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 13 –
7
Struktur a-Si Solarzelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 15 –
8
Exemplarische Spannungs-Strom-Kurve bei abnehmender Einstrahlung . . . . . . – 16 –
9
Temperaturbeeinflusste V-I-Kurve bei konstanter Einstrahlung . . . . . . . . . . . – 19 –
10
Solardachziegel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 23 –
11
Transparentes Solardach . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 23 –
12
Transparente Fassade Onyx . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 25 –
13
Louver-System ECN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 25 –
14
Leistungsbeeinflussende Parameter von BiPV-Systemen . . . . . . . . . . . . . . . – 26 –
15
Grafische Beschreibung des TRNSYS-BiPV-Modells . . . . . . . . . . . . . . . . – 31 –
16
Mehrfamilienwohngebäude . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 33 –
17
Großraumbürogebäude . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 35 –
18
Simulation eines spezifischen PV-Systems & Wirkungsgradberechnung . . . . . . – 38 –
19
Temperaturtransfer zwischen BiPV & Wand . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 39 –
20
BiPV - extra thermische Zone . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 39 –
21
Wohngebäude - Bolzano - Performance Ratio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 46 –
22
Wohngebäude - Solbian-System - Verhältnis: Energieertrag & Luftspalt . . . . . . – 47 –
23
Wohngebäude - Onyx-System - Verhältnis: Energieertrag & Luftspalt . . . . . . . – 49 –
24
Wohngebäude - Solbian-System - 10,8 m - TVerteilung im Luftspalt . . . . . . . . . . – 50 –
25
Wohngebäude - Onyx-System - 10,8 m - TVerteilung im Luftspalt . . . . . . . . . . . – 51 –
26
Wohngebäude - Bolzano - Abhängigkeit Y f zu TPV Februar . . . . . . . . . . . . . – 52 –
27
Wohngebäude - Bolzano - Abhängigkeit Y f zu TPV Juli . . . . . . . . . . . . . . . – 52 –
28
Bolzano - Solare Einstrahlung - Modulwinkel 90◦ - Südausrichtung . . . . . . . . – 54 –
29
Wohngebäude - Solbian - Bolzano - Jährliche Stromproduktion . . . . . . . . . . . – 55 –
30
Wärmebedarf bei BiPV-Installation an untersuchtem Wohngebäude . . . . . . . . – 56 –
31
Wohngebäude - Leipzig - Stündlicher Wärmebedarf . . . . . . . . . . . . . . . . . – 58 –
– VIII –
ABBILDUNGSVERZEICHNIS
32
Bürogebäude - Bolzano - Abhängigkeit Effektiver Energieertrag . . . . . . . . . . – 62 –
33
Bürogebäude - Bolzano - Abhängigkeit des Wirkungsgrads von TPV . . . . . . . . – 63 –
34
Bürogebäude - Bolzano - Stromgeneration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 64 –
35
Bürogebäude - Bolzano - Temperaturverteilung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 65 –
36
Bürogebäude - Wärmebedarf - Bolzano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 67 –
37
Bürogebäude - Kühlbedarf - Bolzano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 67 –
38
Energieertrag - Vergleich - Solbian PV-System (Länge: 10,8 m) . . . . . . . . . . . – 71 –
39
Zugeführte Energiemenge - Vergleich - Bolzano - Referenzfall . . . . . . . . . . . – 73 –
40
INTENT Labor mit angeschaltetem Sonnensimulator . . . . . . . . . . . . . . . . – 76 –
41
Installierte BiPV-Fassade in der geöffneten INTENT-Kammer . . . . . . . . . . . – 78 –
42
Angepasster Lüfter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 79 –
43
Holzkasten für Luftstrom . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 79 –
44
Aufbau BiPV-Fassade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 80 –
45
Anordnung Sensoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 81 –
46
Parameter PV-System . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 81 –
47
Pos00 - Performance Ratio - Energieertrag - Luftstrom . . . . . . . . . . . . . . . – 83 –
48
Pos00 - TVerteilung - Einstrahlung 85% - Luftstrom 0% and 75% . . . . . . . . . . . – 84 –
49
Einstrahlung 50% - Performance Ratio - String 01 . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 85 –
50
Einstrahlung 85% - Performance Ratio - String 01 . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 85 –
51
Pos01 - Performance Ratio - Energieertrag - Luftstrom . . . . . . . . . . . . . . . – 86 –
52
Pos01 - TVerteilung - Einstrahlung 85% - Luftstrom 0% and 75% . . . . . . . . . . . – 87 –
53
TVerteilung Vorderseite - Einstrahlung 85% - Ventilation 75% . . . . . . . . . . . . . – 88 –
54
Wohngebäude - Leipzig - Performance Ratio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 100 –
55
Wohngebäude - SGS-System - Verhältnis: Energieertrag & Luftspalt . . . . . . . . – 100 –
56
Wohngebäude - SGS-System - 10.8 m - TVerteilung im Luftspalt . . . . . . . . . . . – 101 –
57
Leipzig - Solare Einstrahlung - Modulwinkel 90◦ - Südausrichtung . . . . . . . . . – 101 –
58
Wohngebäude - Solbian - Leipzig - Jährliche Stromproduktion . . . . . . . . . . . – 101 –
59
Wohngebäude - Bolzano - Stündlicher Wärmebedarf . . . . . . . . . . . . . . . . – 102 –
60
Bürogebäude - Leipzig - Abhängigkeit Energieertrag . . . . . . . . . . . . . . . . – 102 –
61
Bürogebäude - Leipzig - Stromproduktion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 103 –
62
Bürogebäude - Leipzig - Wärmebedarf . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 103 –
63
Bürogebäude - Leipzig - Kühlbedarf . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 103 –
– IX –
ABBILDUNGSVERZEICHNIS
64
Zugeführte Energiemenge - Vergleich - Leipzig - Referenzfall . . . . . . . . . . . – 104 –
65
Einstrahlung 70% - Performance Ratio - String 01 . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 105 –
66
Pos03 - Performance Ratio - Energieertrag - Luftstrom . . . . . . . . . . . . . . . – 105 –
67
Pos02 - Performance Ratio - Energieertrag - Luftstrom . . . . . . . . . . . . . . . – 105 –
–X–
TABELLENVERZEICHNIS
Tabellenverzeichnis
1
Leistungsreduzierende Faktoren von PV-Systemen . . . . . . . . . . . . . . . . . – 27 –
2
Wohngebäude - Charakteristika . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 34 –
3
Bürogebäude - Charakteristika . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 36 –
4
PV-Module - Daten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 37 –
5
Wohngebäude - Simulationsergebnisse - Optimale Werte . . . . . . . . . . . . . . – 44 –
6
Wohngebäude - Wärmebedarf bei Installation eines 10,8 m langen PV-Systems . . – 56 –
7
Wohngebäude - Einfluss eines installierten BiPV-Systems auf die Gesamtbilanz . . – 59 –
8
Bürogebäude - Simulationsergebnisse - Optimale Werte . . . . . . . . . . . . . . . – 61 –
9
Bürogebäude - Wärme- & Kühlbedarf . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 66 –
10
Bürogebäude - Einfluss eines installierten PV-Systems (10,8 m) auf die Gesamtbilanz – 69 –
11
Übersicht der jährlichen Energiebilanz - Solbianmodule . . . . . . . . . . . . . . . – 74 –
12
Eigenschaften der verwendeten Solbian Module . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 77 –
13
Typ 567 Parameter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 97 –
14
Typ 567 Inputs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 97 –
15
Typ 567 Outputs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 98 –
16
Schedules Wohngebäude . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 99 –
17
Schedules Bürogebäude . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . – 99 –
– XI –
Abkürzungsverzeichnis
Abkürzungsverzeichnis
Symbol
Beschreibung
A
|
Fläche
Ain
|
Öffnung des Luftstroms
a − Si
|
Amorphes Silizium
BaPV
|
Building attached
photovoltaics
BiPV
|
Building integrated
photovoltaics
c
|
Geschwindigkeit des Lichts
im Vakuum
c − Si
|
Kristallines Silizium
CD
|
Opening discharge coefficient
CdTe
|
Cadmium-Tellurid
CI(G)S
|
Kupfer-Indium(Gallium)-Selenid
CV
|
Effectiveness of openings
Eg
|
Bandabstand
eV
|
Elektronenvolt
EVA
|
Ethyl-Vinyl-Acetat
FF
|
Füll-Faktor
g
|
Erdbeschleunigung
GSTC
|
Einstrahlung unter
STC-Bedingungen
h
|
Planck-Konstante
H
|
Sonneneinstrahlung
ISC
|
Kurzschlussstrom
MPP
|
Maximum power point
NC
|
Effektive Zustandsdichte
im Leitungsband
– XII –
Abkürzungsverzeichnis
NV
|
Effektive Zustandsdichte
im Valenzband
ni
|
intrinsische
Ladungsträgerkonzentration
n
|
Negativ
p
|
Positiv
PS
|
Leistung des
einfallenden Lichts
PR
|
Performance Ratio
PV
|
Photovoltaik
PV B
|
Polyvinylbutyral
STC
|
Standard Test Conditions
T
|
Temperatur
U∞
|
Windgeschwindigkeit
U −Wert
|
Wärmedurchgangskoeffizient
VOC
|
Leerlaufspannung
V̇thermal
|
Auftriebsangetriebener
Volumenstrom
V̇wind
|
Windangetriebener
Volumenstrom
W
|
Watt
WP
|
Watt Peak
Yf
|
Effektiver Energieertrag
Yr
|
Referenzertrag
∆HNPL
|
Höhe vom Mittelpunkt
der unteren Öffnung zum
neutralen Druckniveau
η
|
Wirkungsgrad
λ
|
Wellenlänge
ρair
|
Luftdichte
– XIII –
Einleitung & Motivation
1.
Einleitung & Motivation
1.1.
Stellenwert der Solartechnik
Die technische Nutzung elektrischer Energie begann Anfang des neunzehnten Jahrhunderts. Die
menschliche Bevölkerung steigt stetig an. Der technische Fortschritt nimmt immer weiter zu.
Diese beiden Faktoren spielen eine wichtige Rolle betrachtet man den benötigten Energiebedarf
heute und in der Zukunft.
Es ist heute mehr denn je notwendig darüber nachzudenken, auf welche Art und Weise elektrische Energie nachhaltig produziert werden kann. Die Umwandlung fossiler Ressourcen wie
Kohle, Öl oder Gas in elektrischen Strom war in der Geschichte der Menschheit der primäre Weg
Energie bereitzustellen. Aufgrund der Verknappung der Ressourcen sowie der Notwendigkeit,
die Umwelt für künftige Generationen zu erhalten, müssen alternative Wege in Betracht gezogen
werden, Energie und Elektrizität in einer effizienteren Weise bereitzustellen und zu nutzen. Der
primäre Ansatz besteht darin, Energie aus regenerativen vorhandenen Quellen in elektrischen
Strom umzuwandeln und zeitgleich die bereits gesammelten Kenntnisse dieser Art der Stromerzeugung zu verbessern. Diese Energieressourcen bestehen aus der Wasserkraft, der Windkraft,
der Biomasse und der Energie der Sonne. Abbildung 1 illustriert eine Übersicht der geschätzten
Bruttostromerzeugung des Jahres 2013 in Deutschland.
Abbildung 1: Energie-Mix Deutschland ’13 [1] Abbildung 2: Ausblick Neuinstallationen [2]
Es ist ersichtlich, dass mittlerweile nahezu ein Viertel der produzierten Energie durch regenerative Quellen bereitgestellt wird. Das zukünftige Ziel muss es sein, den Großteil der erzeugten
Energie mithilfe erneuerbarer Energien zu generieren. Aus diesem Grund ist es notwendig
Lösungen zu entwickeln, um regenerative Energieerzeugungsmethoden intelligent miteinander
–1–
Einleitung & Motivation
zu kombinieren. Darüber hinaus sollte der Schwerpunkt darauf gerichtet sein, diese in Bezug
auf Effizienz sowie Ertrag zu optimieren und die Problematik der Intermittenz von Wind- und
Sonnenenergie zu lösen.
Abbildung 2 zeigt einen Graph des Unternehmens Bloomberg New Energy Finance. Dabei
handelt es sich um eine Organisation, die versucht, zukünftige Energiethemen wie den absoluten
Energiebedarf, die Zusammensetzung des bereitgestellten Stroms oder auch die relativen Kosten
in Zahlen zu verifizieren. Die Abbildung zeigt eine Abschätzung der weltweiten Menge an
Energiesystemneuinstallationen in Gigawatt zwischen 2006 und 2030. Die hier gezeigten Werte
wurden unter Berücksichtigung des steigenden Energiebedarfs sowie der ansteigenden Preise
fossiler Energieträger kalkuliert. Die Neuinstallation klassischer Energieerzeugungstechniken
werden signifikant sinken. Dem Graph zufolge werden Windsysteme sowie Solaranlagen den
Großteil der zukünftig gebauten Energieanlagen ausmachen. Es wird nicht möglich sein, den
kompletten Bedarf an Energie innerhalb von 20 Jahren mithilfe erneuerbarer Energiequellen zu
decken. Doch sowohl hier als auch in anderen Abschätzungsszenarien wird verdeutlicht, dass
nachhaltige Energieressourcen immer mehr an Bedeutung gewinnen.
Elektrische Energie, welche mittels Photovoltaik produziert wird, wird einen beträchtlichen Teil
des zukünftigen Energiemixes ausmachen. Die grundsätzliche Idee der Solartechnik besteht
darin, Sonnenlicht ohne zusätzliche Schritte direkt in elektrischen Strom umzuwandeln. Wird
Deutschland als Beispiel herangezogen stieg die Menge an jährlich produzierten Kilowattstunden,
die durch die Umwandlung von Sonnenenergie gewonnen wurden, innerhalb der letzten drei
Jahre beträchtlich an. Ungeachtet der Energiekrise sowie der Insolvenz vieler Photovoltaikfirmen
wurde ein deutschlandweiter Anstieg von 240% von 12.000 GWh auf 29.000 GWh verzeichnet,
obwohl die Installationskosten noch immer hoch sind, der Energieertrag nicht exakt vorhergesagt
werden kann, geeignete Speichermöglichkeiten fehlen, ein visueller Einfluss wie auch ein hoher
Platzbedarf, der in Konkurrenz zu landwirtschaftlich genutzten Flächen steht, zu verzeichnen
sind [3].
Um die Zukunft der PV als konkurrenzfähige und umweltschonende Art der Energiegewinnung
zu sichern, müssen Wege gefunden werden, die genannten Probleme zu lösen oder zumindest
zu vermindern. Gebäudeintegrierte Photovoltaikanlagen könnten dabei eine Rolle spielen. Ein
offensichtlicher Vorteil liegt hierbei in der Nutzung von existierenden Gebäuden zur Installation
von Photovoltaik-Systemen, was zu einer Einsparung von zusätzlich benötigtem Platz führt.
–2–
Einleitung & Motivation
1.2.
BiPV & Thermisches Verhalten von Solarzellen
Eine interessante sowie bereits angewandte Methode die Energie der Sonne in elektrischen Strom
umzuwandeln, ist die Verwendung von gebäudeintegrierten Photovoltaik-Systemen (BiPV).
Dies sind PV-Module, die in die äußere Hülle eines Gebäudes integriert sind. Der Unterschied
zu Photovoltaik-Systemen, die ohne zusätzliche Funktionen nebst der Energieproduktion auf
bestehenden Gebäudedächern angebracht sind (BaPV), besteht darin, dass BiPV-Systeme neben
der Stromgeneration zusätzlich Teile der Gebäudestruktur ersetzen und deren Eigenschaften
übernehmen. Im Vergleich zu Freiflächenanlagen gibt es, in Bezug auf die Fläche, keinen Konflikt zwischen PV-Installationen und landwirtschaftlich sowie anders genutzten Feldern. Zudem
kann das moderne Design von gut entworfenen BiPV-Systemen positiv zum Erscheinungsbild
der Gebäudehülle beitragen.
Eine BiPV-Anlage besteht grundsätzlich aus PV-Modulen, Invertern, notwendiger Installationshardware sowie zusätzlicher Hardware und manchmal einem Speichersystem zusammen mit
einem Laderegler, um die Ein- und Ausgabe der Batterie zu überwachen [4]. Kristalline und
Dünnschichtsolarzellen sowie Module dominieren den Markt und werden hauptsächlich zu dem
Zweck der Gebäudeintegration eingesetzt.
Die Hauptaufgabe von BiPV-Anlagen ist es, die Funktionen der substituierten Gebäudeteile
beispielsweise von Dächern, Fassaden, Verglasungen, Sonnenschutzsystemen oder Balkonbrüstungen zu übernehmen. Ein BiPV-System muss mindestens einen betrachteten Gebäudeaspekt
erfüllen. Diese beinhalten Wetter-, Sonnen- oder Lärmschutz, eine entsprechende mechanische
Festigkeit oder eine angemessene Modulation des Tageslichts. Weiterhin könnte es als Wärmeisolierung dienen oder notwendige Sicherheitsaspekte gewährleisten [5]. Mögliche Vorteile wie
Kosteneinsparungen in Bezug auf verwendete Konstruktionsmaterialien, eine Abnahme des Heizund Kühlbedarfs sowie der Stromkosten oder eine Kreation einer architektonisch ansprechenden
Gebäudekonstruktion liegen auf der Hand.
Doch um dies zu erreichen, muss die Installation sowie die Betreibung von BiPV-Systemen sorgfältig durchgeführt werden. Dabei gilt es die individuellen Parameter, welche die BiPV-Anlage
oder das Gebäude beeinflussen, miteinzubeziehen. Bezogen auf die Menge an produzierter
elektrischer Energie sind die wichtigsten Parameter die vorherrschende Temperatur der Solarzellen, die solare Einstrahlung, welche auf die Anlage trifft und eventuelle Schattenwürfe anderer
Gebäude oder Installationen. Viele Faktoren neben der Umgebungstemperatur beeinflussen die
Betriebstemperatur von PV-Anlagen wie zum Beispiel die Bestrahlungsstärke oder auch der
–3–
Einleitung & Motivation
Luftstrom, der sich hinter einem PV-System entwickelt [6]. Abhängig von der verwendeten
Photovoltaiktechnologie kann die generierte Leistung um 0,6 % pro Kelvin gestiegener Zelltemperatur abnehmen [7]. Sollten Solarmodule unter höheren Arbeitstemperaturen betrieben
werden, wird nicht nur die direkte Energieumwandlung negativ beeinflusst. Auch die Degradationsrate steigt signifikant an [8]. Schon in dem FSA-Projekt, welches von der US-Regierung
finanziert und das Mitte der achtziger Jahre durchgeführt wurde, wurde erwähnt, dass sich die
Abbaugeschwindigkeit der Leistung von PV-Modulen verdoppelt, wenn die Temperatur um 10
Kelvin ansteigt. Innerhalb des Projektes wurden die Verwendungsmöglichkeiten terrestrischer
PV-Anlagen untersucht [9].
–4–
Einleitung & Motivation
1.3.
Motivation & Ziel der Arbeit
Diese Ausarbeitung steht in direktem Zusammenhang mit der Arbeit des EURAC Instituts für
erneuerbare Energien in Bolzano. Ein Teilgebiet befasst sich mit der Optimierung der Konfiguration und Installation von integrierten Photovoltaik-Anlagen. Aus diesem Grund werden diverse
Freiflächenanlagen sowie verschiedene gebäudeintegrierte Photovoltaik-Systeme überwacht und,
ausgehend von ihrer Performance, bewertet. Anhand der Resultate dieser Studien ist ersichtlich,
dass eine schlechte Integration von Photovoltaikanlagen in die Hülle eines Gebäudes die mögliche Leistungsgeneration deutlich reduziert. In der Realität wird der Integrationsaspekt oftmals
vernachlässigt. Das führt zu suboptimalen Installationsbedingungen und somit zu einer niedrigeren Stromgeneration. Darüber hinaus können die ungünstigen Bedingungen einen negativen
Einfluss auf das Gebäudeverhalten wie zum Beispiel eine höhere Raumtemperatur im Sommer
haben.
Das Ziel dieser Arbeit ist es darum zu verstehen, welche variablen Parameter eine BiPV-Anlage
signifikant beeinflussen. Den Anfang bildete eine Literaturrecherche, um die wichtigsten Parameter einzugrenzen. Vor diesem Hintergrund wurden Simulationen für zwei verschiedene
Gebäudetypen in zwei unterschiedlichen klimatischen Umgebungen entwickelt. Dabei wurden
drei verschiedene Solartechnologien sowie variierende Anlagenlängen simuliert.
Während der Simulationen wurde versucht, Abhängigkeiten zwischen den Parametern aufzudecken und herauszufinden, in welchem Verhältnis diese zueinander stehen. So konnten die
Werte aneinander angepasst und verbessert werden, um die Performance eines BiPV-Systems
zu optimieren. Die entsprechenden angepassten Parameter fanden in einem experimentellen
Aufbau einer gebäudeintegrierten PV-Fassade Verwendung. Diese PV-Anlage wurde getestet
und bewertet um herauszufinden, inwieweit die Ergebnisse der theoretischen Simulationen das
Verhalten realer Systeme wiedergeben.
–5–
Theoretische Aspekte
2.
Theoretische Aspekte
2.1.
Photovoltaischer Effekt
Jeder Festkörper kann durch das Energiebänder-Modell beschrieben werden. Absorbiert ein
Festkörper elektromagnetische Strahlung, wird Energie an die in ihm enthaltenen Elektronen
übergeben. Falls ein Elektron eine bestimmte Menge an Energie absorbiert, kann es innerhalb
der Energiebänder auf einen unbesetzten Zustand wechseln. Dieser Prozess beschreibt die
theoretische Idee des photoelektrischen Effekts, welcher von Edmund Becquerel im Jahre 1839
entdeckt wurde.
Elektromagnetische Strahlung beziehungsweise Licht besteht aus Lichtquanten (Photonen),
die praktisch Energiepakete sind. Jedes Photon hat eine spezifische Wellenlänge λ , welche
umgekehrt proportional zu der Energie des Lichtquants ist. Diese Beziehung ist definiert über
die Formel:
E=
h∗c
λ
(1)
wobei h das Planck‘sche Wirkungsquantum ist und c die Geschwindigkeit des Lichts in einem
Vakuum. Ein hinreichendes Verhältnis zwischen der Energie eines Photons und dessen Wellenlänge ist E [eV ] = 1240/λ [1/nm]. Ein Elektronenvolt (eV ) entspricht der kinetischen Energie,
die ein Teilchen mit der Elementarladung e haben muss, nachdem es ein elektrisches Potential
von einem Volt überwunden hat. Besitzt ein Photon eine ausreichende Menge an Energie, ist
es in der Lage Elektronen, welche im Festkörper gebunden sind, anzuregen und auf höhere
Energieniveaus zu heben [10].
Hierbei muss eine Unterscheidung zwischen Leitern und Nichtleitern getroffen werden. Metalle
sind Leiter. Da die Energiebänder überlappen, ist schon eine geringe Menge an Energie ausreichend, um die im Festkörper gebundenen Elektronen anzuregen. Nichtleiter wie beispielsweise
Glas sind Isolatoren. Ein idealer Isolator ist unfähig elektrischen Strom zu leiten. Das standardmäßig verwendete Material, um Solarzellen herzustellen, sind Halbleiter. Diese sind aufgrund
ihrer Eigenschaften, die stark temperaturabhängig sind, zwischen Metallen und Isolatoren einzuordnen.
Bei einer Raumtemperatur von 25 Grad Celsius befindet sich nur eine geringe Menge an freien
Ladungsträgern in den Energiebändern. Das Valenzband ist das höchste von Ladungsträgern
besetzte Energieband. Das Nächsthöhere ist das Leitungsband. Im Grundzustand befinden sich
–6–
Theoretische Aspekte
kaum negative Ladungsträger, Elektronen, im Leitungsband und positive Ladungsträger, Löcher, im Valenzband. Die Bandlücke zwischen Valenz- und Leitungsband hat einen definierten
Abstand. Dieser Abstand hängt vom jeweiligen Material und von der vorherrschenden Temperatur ab. Im Falle von Leitern überlappen die Bänder, sodass sie keine Bandlücke haben. Der
Bandabstand von Halbleitern liegt zwischen 0,1 und 4 eV und der von Isolatoren über 4 eV [11].
Die Bandlücke zwischen dem Valenz- und dem Leitungsband beschreibt eine Energiebarriere.
Diese ist die minimale Energiemenge, die ein absorbiertes Lichtquant haben muss, um eine
Trennung der Ladungsträger hervorzurufen. Innerhalb dieses Abstandes gibt es keine erlaubten
Zustände. Das bedeutet, dass ein Elektron nicht innerhalb dieser Energieschwelle verharren
kann und diese überwinden muss. Deswegen muss die Energiemenge, die von einem Elektron
absorbiert wird, mindestens der Höhe des Abstandes der Bandlücke entsprechen, die mit einer
definierten Energie gleichzusetzen ist. Falls genug verfügbare Energie absorbiert wurde, wird
das Elektron angeregt und ”springt” in das Leistungsband. Im Valenzband verbleibt ein positives
Loch. Dieser Prozess wird als innerer photoelektrischer Effekt bezeichnet und ist in Abbildung 3
illustriert. Die erzeugten Elektron-Loch-Paare erhöhen die Leitfähigkeit von Halbleitern.
Im Vergleich dazu beschreibt der äußere photoelektrische Effekt ausschließlich den Prozess des
Herauslösens eines Elektrons aus einer Leiter- oder Halbleiteroberfläche. Falls die absorbierte
Energie eines Photons über der des Bandabstandes liegt, so wird der Überschuss abgegeben,
bis die Energien einander entsprechen. Entweder wird die zusätzliche Energie an ein anderes
Elektron oder in Form von Wärme an das Kristallgitter des Halbleiters übergeben.
Abbildung 3: Ladungsträgerabsorption im Halbleiter bei Lichtabsorption
–7–
Theoretische Aspekte
Halbleiter sind, wie bereits erwähnt, zwischen Leitern und Nichtleitern einzugliedern. Halbleiter und deren Bandabstände sind stark temperaturabhängig. Jedes Halbleitermaterial hat eine
spezifische Bandlücke bei einer bestimmten Temperatur. Dieser Abstand wird in Elektronenvolt
angegeben. Kristallines Silizium, das das Grundmaterial der meisten Solarzellen ausmacht, hat
einen Bandabstand von 1,12 eV bei einer Zelltemperatur von 273,15 Kelvin. Die Energie von
1,12 eV entspricht einer Wellenlänge von 1,1 µm. Der Bandabstand sinkt mit zunehmender
Temperatur, sodass weniger Energie benötigt wird, um ein Elektron anzuregen. Dieses Verhältnis
wird in der folgenden Gleichung definiert, in der Eg,Tre f der Bandabstand bei einer bestimmten
Referenztemperatur Tre f ist. Die Referenztemperatur beträgt normalerweise 273,15 K [12].
Eg
Eg,Tre f
= 1 − 0, 0002677 ∗ (T − Tre f )
(2)
Die vorangegangen Erläuterungen bilden die Grundlage für die Beschreibung von Solarzellen.
Eine Solarzelle ist ein aus verschiedenen Halbleiterschichten bestehendes photoelektrisches
Gerät, dass sich wie eine Diode verhält. Die einzelnen Schichten sind von einer Raumladungszone voneinander getrennt. Wird eine Solarzelle bestrahlt, werden freie positive und negative
Ladungsträger generiert und voneinander getrennt. Das geschieht, indem ein p-leitendes mit
einem n-leitenden Halbleitermaterial in Verbindung gebracht, kontaktiert, wird.
P- sowie n-leitende Halbleiter sind Materialien mit atomaren Verunreinigungen. Die Art der
Verunreinigung bestimmt den Typ des Halbleiters. Reines Silizium hat vier Elektronen pro
Atomkern. Die Anzahl an Elektronen und Löchern ist zu jeder Zeit identisch. Falls Silizium
nun beispielsweise mit Bor dotiert wird, das drei Valenzelektronen besitzt, verändert sich der
Elektronen-Loch Zustand. Diese eingebrachte Verunreinigung bewirkt, dass sich ein überschüssiges Loch im Halbleiter befindet. Ein dotierter Halbleiter mit einem Überschuss an Löchern wird
als positiv geladen betrachtet und als sogenannte p-Typ Solarzelle bezeichnet. Falls die eingebrachte Verunreinigung mehr als 4 Valenzelektronen pro Atomkern hat, entsteht ein Überschuss
an Elektronen und der Halbleiter ist negativ geladen.
Bei der Verbindung eines p-leitenden mit einem n-leitenden Halbleitertypen wirkt eine Diffusionskraft auf die Ladungsträger, da sich unterschiedlich geladene Teilchen gegenseitig anziehen.
Elektronen werden dabei in das positiv geladene, Löcher in das negativ geladene Gebiet gezogen.
Die bewegten Ladungsträger rekombinieren in den jeweils anders geladenen Zonen und es
bleiben unbewegliche, geladene Atomrümpfe zurück. Zwischen p- und n-Schicht baut sich ein
elektrisches Feld auf, das eine Kraft auf die Ladungsträger ausübt, die der Diffusionsbewegung
entgegen arbeitet. In einer unbeleuchteten Diode stellt sich ein Gleichgewicht zwischen der
–8–
Theoretische Aspekte
Diffusionskraft und dem elektrischen Feld ein. Aus diesem Grund kann kein vollständiger Konzentrationsausgleich stattfinden.
Am p-n-Übergang entsteht eine Verarmungszone frei beweglicher Ladungsträger. Dieses Gebiet,
auch als Raumladungszone bezeichnet, wirkt wie ein Isolator. Eine exemplarische Beschreibung
kann Abbildung 4 entnommen werden. Hier wird eine Halbleiterdiode mit einer ausgebildeten
Raumladungszone abgebildet, die durch die entgegengesetzt gerichteten Kräfte der Diffusion
und des elektrischen Feldes entstanden ist.
Abbildung 4: Diffusion von Ladungsträgern in kontaktiertem Halbleiter
Wird die Diode nun beleuchtet, wird ein Teil der ankommenden Photonen absorbiert. Das Feld
der Verarmungszone separiert die Ladungsträgerpaare. Das elektrische Feld beschleunigt die
Löcher in Richtung p-Material. Die Elektronen werden zum n-Material bewegt. Die Generation
von frei beweglichen Ladungsträgern kann an einer angeschlossenen Last als Photostrom gemessen werden. Dieses Prozedere beschreibt die Stromgeneration einer Solarzelle. Wird nun eine
Spannung an die Diode angelegt, die dem Konzentrationsausgleich entgegen wirkt, vergrößert
sich die Raumladungszone. Die Zelle ist damit in Sperrrichtung gepolt. Wird die Polarität nun
umgekehrt, arbeitet die Zelle in Durchlassrichtung und die Größe der Verarmungszone nimmt
ab [13],[14].
–9–
Theoretische Aspekte
2.2.
Aufbau von Solarzellen & Verschaltung zu Modulen
2.2.a)
Kristalline Solarzelle - Struktur
Silizium ist das zweithäufigste Material in der Erdkruste. Aufgrund der nahezu unerschöpflichen Verfügbarkeit, des erworbenen Wissens der Verarbeitung sowie aufgrund des mittlerweile
jahrelangen Einsatzes in der Elektrotechnik haben sich Solarzellen aus kristallinem Silizium
(c-Si) auf dem Markt durchgesetzt. Kristalline Silizium-Solarzellen haben einen Marktanteil
von 85 Prozent und können weiterhin in Solarzellen eingeteilt werden, die aus monokristallinem
sowie polykristallinem Material gefertigt sind [15].
Eine herkömmliche Solarzelle besteht grundsätzlich aus zwei dotierten Halbleiterschichten, einer
positiv geladenen und einer negativ geladenen Schicht. Die allgemeine Struktur einer p-Typ
Solarzelle illustriert Abbildung 5.
Abbildung 5: Allgemeine Struktur p-Typ Solarzelle
Das Material Quarzsand bildet die Grundlage von kristallinen Silizium-Solarzellen. Der Sand
wird in mehreren Schritten bearbeitet, bis eine funktionierende Solarzelle entsteht. Dabei durchläuft das rohe Silizium zahlreiche Schritte des Schmelzens und Erstarrens, bis ein reiner Siliziumblock, genannt Ingot, entsteht. Polykristallines Silizium wird in einem Tiegel mehrmals über
dessen Schmelzpunkt erhitzt und abgekühlt. Während der Abkühlung erstarrt das Material in
Form eines Blocks aus mehreren Siliziumkristallen.
Monokristalline Siliziumblöcke werden demgegenüber erzeugt, indem eine polykristalline
Schmelze langsam erstarrt und die Kristallverunreinigungen langsam aus dem Kristall befördert
werden. Das polykristalline Material wird dabei entweder komplett aufgeschmolzen und erstarrt
in Form eines Stabes oder eine örtlich begrenzte Schmelzzone durchläuft einen vorbereiteten
polykristallinen Siliziumstab. Dabei entsteht eine geordnete einkristalline Struktur im Ingot.
– 10 –
Theoretische Aspekte
Anschließend wird der abgekühlte Siliziumeinkristall in einzelne Wafer geschnitten. Während
der Produktion und Weiterverarbeitung wird das Material in definierten Abständen gereinigt.
Kristalline Photovoltaik-Zellen werden primär als p-Typ Solarzellen strukturiert. Die Charakteristik dieses Typs besteht darin, dass die größere, tief sitzende Schicht positiv dotiert ist. In diesem
Bereich herrscht ein Mangel an Elektronen. Eine angelegte Spannung bewirkt, dass die Majorität an Löchern als frei bewegliche, positive Ladungsträger agiert. Im Gegensatz dazu besteht
eine n-Typ Solarzelle aus einem größeren negativ dotierten Bereich und einer kleineren positiv
dotierten Schicht, die sich auf der Licht zugewandten Seite befinden. Bei der Unterscheidung
zwischen p- und n-Typ Solarzelle gilt generell gesagt, dass die dotierten Schichten miteinander
vertauscht werden.
Der Vorgang der Dotierung impliziert eine definierte sowie erwünschte Verunreinigung eines
hochreinen Ausgangsmaterials. Diese gezielte Verunreinigung ist notwendig, um die Leitfähigkeit eines Materials zu erhöhen und einen p-n-Übergang zu schaffen. Bei der Dotierung eines
Materials werden chemische Elemente in eine Schicht eingebracht, um einen Überschuss an entweder positiven oder negativen Ladungsträgern zu schaffen. Im Falle einer p-Typ Solarzelle wird
die obere Schicht mit Phosphor verunreinigt und die untere mit Bor. Die größere positiv dotierte
Schicht wird während der Produktion des Ingots geschaffen. Dies geschieht durch die Zugabe
von Bor in die Schmelze. Zur Ausbildung der dünneren n-Schicht werden Phosphoratome von
der Vorderseite mittels Oberflächendiffusion in den Halbleiterwafer eindiffundiert. Der bereits
angesprochene p-n-Übergang entsteht bei der Verbindung dieser beiden Schichten.
Diese Verarmungszone, die in Abbildung 4 illustriert ist, ist das Herzstück einer Solarzelle. Jede
Seite der Verbindung besteht aus einer quasi-neutralen Region mit einem elektrischen Kontakt.
Die Struktur einer klassischen Solarzelle entspricht praktisch der einer p-n-Diode. Typischerweise wird die kleinere, lichtzugewandte Seite stärker dotiert und als Emitter bezeichnet. Die tiefer
sitzende, schwach dotierte p-Schicht ist die Basis. Die Basis-Region hat die Eigenschaft das
ankommende Sonnenlicht, welches nahezu vollständig durch den kleinen Emitter transmittiert,
zu absorbieren. Die Dotierungen wurden in unterschiedlichen Konzentrationen eingebracht,
um die Verarmungszone zu vergrößern. Dies führt zu einer erhöhten Menge an generierten
Elektron-Loch-Paaren.
Die Front- sowie die Rückseite einer Solarzelle wird mit Metall kontaktiert. Der Rückseitenkontakt, normalerweise bestehend aus Aluminium oder Silber, wird großflächig auf die
gesamte rückseitige Oberfläche aufgebracht. Die Frontseite wird mit Leiterbahnen in Form von
– 11 –
Theoretische Aspekte
dünnen ”Fingern” kontaktiert, da sich der Frontkontakt auf der lichtzugewandten Seite befindet.
Je großflächiger die Kontakte aufbracht werden, desto mehr Fläche an lichtabsorbierendem Material wird von den Kontakten abgedeckt. Das wiederum mündet in einer geringeren Menge an
Strahlungsenergie, die die eigentliche Halbleiterschicht erreichen kann. Darum ist es unbedingt
notwendig die Frontkontakte so kleinflächig wie möglich aufzubringen. Grundsätzlich werden
diese Kontakte mit dem Siebdruckverfahren auf den Halbleiter aufgedruckt.
Fällt Strahlung auf die Solarzelle, ergeben sich drei verschiedene Möglichkeiten: das ankommende Licht wird absorbiert, reflektiert oder transmittiert. Zwischen der Emitterschicht und den
Frontkontakten befindet sich eine texturierte Antireflexionsbeschichtung. Diese reduziert die
Menge an reflektiertem Licht. Die Photonen werden an der Beschichtung so abgelenkt, dass sie
trotz der Reflexion in einem anderen Winkel in den Halbleiter eindringen können. Weiterhin
treffen Lichtquanten, die an der Halbleiteroberfläche reflektiert wurden, ein zweites Mal auf die
texturierte Solarzellenoberfläche. Sie werden in die Zelle zurückgeschickt, was den erwünschten
Vorgang der Absorption erhöht. Dieser Prozess trägt zur Erhöhung der Effizienz bei.
Die Beschichtung wird üblicherweise gesputtert oder mittels Dampfabscheidung eines dünnen
Films aus Siliziumnitrid oder Titanoxid aufgetragen und anschließend passiviert. Die Passivierung führt zu einer erhöhten Ladungsträgerlebensdauer. Auf Halbleiteroberflächen befinden sich
offene Bindungen aufgrund fehlender Atomnachbarn. Durch die Technik der Passivierung werden diese Bindungen geschlossen und dadurch nimmt die Rekombinationsrate der Ladungsträger
ab. Eine Rekombination findet statt, wenn ein angeregtes Elektron, welches sich im Leitungsband
befindet, relaxiert. Während der Relaxation gibt das Elektron ein Photon, oder ein Phonon (Gitterschwingung), ab und fällt zurück in das Valenzband. Desto niedriger die Rekombinationsrate ist,
desto höher ist die Ladungsträgerlebensdauer. Abbildung 5 dient zur vereinfachten Darstellung eines Photonenabsorptionsprozesses. Das Feld des p-n-Übergangs wird genutzt, um die geladenen
Ladungsträger, die durch das ankommende Sonnenlicht generiert wurden, örtlich voneinander
zu trennen. Die aufgebrachten Metallkontakte haben nun die Aufgabe die Rekombination der
erzeugten Ladungsträger zu verhindern. Negativ geladene Ladungsträger werden dazu in Richtung der Frontkontakte beschleunigt. Je nach Solarzellentyp verlaufen zwei oder drei Busbars
senkrecht entlang der dünnen Kontaktfinger und sammeln die generierten Elektronen. Falls nun
eine Last angeschlossen ist, fließt ein Strom in Form von bewegten Elektronen oder Löchern. Die
negativ geladenen Ladungsträger werden von der p-Schicht angezogen. Zudem befindet sich auf
der Rückseite der Solarzelle ein, durch einen Sinterprozess abgetragenes, ”Back-Surface-Field”.
– 12 –
Theoretische Aspekte
Dieses wird erzeugt, um eine Art zweiten p-n-Übergang auf der Rückseite der Zelle zu schaffen,
damit vorhandene Kristalldefekte passiviert werden. Anstelle einer ungewollten Rekombination
werden die Minoritätsladungsträger zurück in die Zelle geschickt, was deren Konzentration in
der Zelle sowie deren Lebensdauer erhöht [13],[16].
2.2.b)
Verschaltung von kristallinen Silizium-Solarzellen im Modul
Abbildung 6 zeigt kristalline Siliziumsolarzellen, die in ein Verkapselungsmaterial eingebettet sind. Darüber hinaus wurden die Zellen mithilfe von Lötbändchen elektrisch miteinander
kontaktiert und so reihenverschaltet. Die Frontkontakte einer Solarzelle werden dabei mit dem
Rückseitenkontakt der nächsten Zelle in Verbindung gebracht. Die Serienverschaltung, die auch
als String bezeichnet wird, führt zu einer Summierung der Spannungen und somit der Leistungen
der einzelnen Zellen zu einer Gesamtleistung. Die Kontakte, die aus den Strings verlaufen,
sichtbar in Abbildung 6, werden wiederum mit anderen Strings parallel verbunden. Die Zellen
sind von einem Polymer eingeschlossen und dadurch gegen elektrische und andere Einflüsse
geschützt.
Abbildung 6: Verschaltung von Solarzellen zu einem Modul
In klassischen Solarmodulen werden hauptsächlich Ethyl-Vinyl-Acetat (EVA) oder Polyvinylbutyral (PVB) als Schutzfolien eingesetzt. Die Frontseite ist meist mit Sicherheitsglas bedeckt.
Rückseitig sind die Module entweder durch eine witterungsfeste Tedlar-Folie oder durch Glas
geschützt. Im Falle der Integration von kristallinen Solarzellen werden aus Gründen der Gewichtsreduktion Rückseitenfolien präferiert. Für Dünnschichtsolarzellen wird Rückseitenglas
verwendet. Das Glas dient als Trägermaterial, auf das die Dünnschichtzellen aufgedampft werden.
– 13 –
Theoretische Aspekte
Das verwendete Rückseitenmaterial hat eine Schutzfunktion und stabilisiert das Modul. Ein fertig
vorbereitetes kristallines Modul, das aus mehreren parallelverschalteten Strings besteht, wird in
einem Vakuumlaminationsprozess bei rund 150◦C laminiert. Zuerst legt man das Rückseitenmaterial in den Laminator, gefolgt von den verlöteten und von einer Kunststofffolie eingeschlossenen
Strings. Zuletzt wird das Frontseitenglas auf dem gesamten Aufbau positioniert. Während des
Laminationsprozesses polymerisiert das Verkapselungsmaterial und passt sich der Form der
Solarzellen an. In einem nachfolgenden Kühlschritt erstarrt das Polymer und der gesamte Aufbau
ist in einer stabilen Verbindung. Falls als Rückseitenmaterial die Tedlar-Folie verwendet wurde,
muss das Modul in einem Aluminium-Rahmen eingefasst werden, der die nötige Stabilität
gewährleistet und das Montieren vereinfacht [17].
2.2.c)
Dünnschicht-Solarzellen
Die zweite Art von Solarzellen, die sich auf dem Markt etabliert hat, sind Dünnschichtsolarzellen. Die am häufigsten anzutreffenden Materialzusammensetzungen, die zur Herstellung
von Dünnschichtsolarzellen verwendet werden, sind Cadmium-Tellurid (CdTe), Kupfer-Indium(Gallium-)Selenid (CI(G)S) oder auch Zellen, die aus amorphem Silizium (a-Si) gefertigt werden.
Die primären Unterschiede zu kristallinen Solarzellen sind das Herstellungsverfahren, die finale
Zelldicke, das thermische Verhalten der Solarzellen und der Preis. Die Kosten pro installiertem
Watt sind im Vergleich niedriger und waren der maßgebende Grund für die Verbreitung dieser
Technologie. Mittlerweile ist der Preisunterschied nicht mehr so deutlich und Dünnschichtsolarzellen werden primär für maßgeschneiderte Einsätze ausgewählt.
Abbildung 7 zeigt die allgemeine Struktur einer Dünnschichtsolarzelle aus amorphem Silizium.
Die einzelnen Schichten werden auf das Glassubstrat, welches sich auf der sonnenzugewandten Seite befindet, abgeschieden. Die Frontkontakte, hauptsächlich Metalle oder Oxide, sind
lichtdurchlässig, was eine ganzflächige Abscheidung erlaubt. Die einzelnen Halbleiterschichten
werden durch Dampfabscheidungsprozesse aufgebracht. Diese Technik ist aufgrund der geringen
Schichtdicke nutzbar. Die metallischen Rückkontakte werden thermisch aufgedampft. Durch
eine geeignete Laser- oder Tintenstrahlstrukturierung erfolgt die Verschaltung der Zellen direkt
während der Produktion. Die Module werden in der Regel rückseitig von Glas bedeckt. Die
Glasabdeckungen schützen die Zellen vor diversen Umwelteinflüssen.
– 14 –
Theoretische Aspekte
Der komplette Halbleiter muss über eine größere Fläche abgeschieden werden, um Leistungen
zu erreichen, die vergleichbar mit denen von kristallinen Solarmodulen sind. Dies liegt im
geringeren Wirkungsgrad von Dünnschichtsolarzellen begründet. Im Vergleich zur Produktion
von kristallinen Solarzellen sind die Herstellungstemperaturen niedriger und es wird weniger
Material verwendet. Ein weiterer Vorteil ist die flexiblere Geometrie von Dünnschichtsolarzellen [17],[18].
Abbildung 7: Struktur a-Si Solarzelle
Neben den eben besprochenen Zelltypen gibt es weitere Solarzellenkonzepte wie beispielsweise organische Solarzellen. Diese haben jedoch noch nicht den Weg in die Massenproduktion
aufgrund einer zu geringen Lebenszeit und aus wirtschaftlichen Gründen gefunden.
– 15 –
Theoretische Aspekte
2.3.
Technische Parameter einer Solarzelle
Die Grundlage zur Bewertung des Verhaltens von Solarzellen ist die Spannungs-Strom-Kennlinie
(V-I-Kennlinie). Die wichtigsten Solarzellenparameter können von einem solchen Graph abgelesen werden. Die Kennlinie einer typischen Silizium-Solarzelle ist in Abbildung 8 dargestellt. Normalerweise sind die Strom-Spannungscharakteristika unter Standard-Test-Bedingungen (STC)
angegeben. Dazu werden die Solarzellen oder Solarmodule bei einem Air-Mass-Wert von 1,5
und einer Temperatur von 25 ◦C mit 1000 W/m2 bestrahlt. Der Luftmassenwert definiert die
optische Wegstrecke, die das Licht zwischen einer Strahlungsquelle und der bestrahlten Oberfläche zurücklegt. Ein Air-Mass-Wert von 1 bedeutet, dass die Strahlung der Sonne durch die
Atmosphäre gelangt und auf eine Oberfläche in Meeresspiegelhöhe im rechten Winkel trifft. Dies
ist der kleinstmögliche Wert im Falle des Eintreffens von Sonnenlicht auf der Erdoberfläche.
Ein Air-Mass von 1,5 wird als gemittelter Wert über das Jahr hinweg für die mittleren Breiten
angegeben.
Die STC-Bedingungen werden verwendet, um Solarzellen und -module mithilfe einer einheitlichen Prozedur zu testen. So ist es möglich, deren Verhalten zu untersuchen und diese im
Nachhinein miteinander zu vergleichen.
Abbildung 8: Exemplarische Spannungs-Strom-Kurve bei abnehmender Einstrahlung
– 16 –
Theoretische Aspekte
Der ISC ist der Kurzschlussstrom. An diesem Punkt erreicht der Strom unter bestimmen Voraussetzungen einen Maximalwert und die Funktion schneidet die y-Achse. Um den ISC zu erhalten,
müssen beide Pole einer Spannungsquelle miteinander verbunden werden. Die Spannung sowie
der Widerstand ist dabei idealerweise null. Der Kurzschlussstrom hängt vom Typ der jeweiligen
Solarzelle und von der eintreffenden Lichtmenge ab. Es ist ersichtlich in Abbildung 8, dass der
ISC mit abnehmender Einstrahlung nahezu linear sinkt. Die Ursache sind weniger generierte
Ladungsträger, die den Stromfluss treiben.
Der Graph schneidet die x-Achse am Punkt der Leerlaufspannung (VOC ). An einer offenen
Spannungsquelle, an der keine Last angeschlossen ist, kann der VOC ermittelt werden. An diesem
Punkt erreicht der Spannungswert ein Maximum und der fließende Strom ist gleich null. Dieser
Wert ist nur messbar, wenn die Solarzelle bestrahlt wird. Ist die Zelle unbeleuchtet bleibt der
Wert des Stromes, bis eine gewisse Spannung erreicht wird, ungefähr bei null.
Das Produkt aus Strom und Spannung ergibt die Leistung. Bei Betrachtung einer gegebenen V-IKennlinie ist die Leistung maximal, wenn ein in die Kurve gelegtes Rechteck deren maximalen
Flächeninhalt erreicht. Der Punkt, an dem das Rechteck die Kurve berührt, wird als Maximum
Power Point (MPP) bezeichnet. Die maximale Leistung errechnet sich wie folgt:
PMPP = IMPP ∗VMPP
(3)
Die Leistung im MPP wird im Herstellerdatenblatt in Watt Peak (Wp) angegeben. Diese Einheit
findet nur Verwendung, falls die jeweilige Zelle beziehungsweise das jeweilige Modul unter STC
gemessen wird.
Ein Indikator für die Güte einer Solarzelle ist der Füllfaktor (FF). Dieser Faktor gibt Auskunft
über die ”Rechtwinkligkeit” einer V-I-Kennlinie und wird über die nachfolgende Gleichung
bestimmt:
FF =
IMPP ∗VMPP
ISC ∗VOC
(4)
Je größer der FF wird, desto mehr nähert sich die Form des Graphen der eines Rechtecks an.
Typische Füllfaktorwerte liegen im Fall von c-Si-Solarzellen zwischen 75 und 85%.
Um eine maximale Leistungsausbeute zu erreichen, sollte eine Solarzelle möglichst immer im
MPP betrieben werden. Aus diesem Grund werden MPP-Tracker eingesetzt, die die Zellspannung
regulieren, um den FF und damit die Leistung zu maximieren.
– 17 –
Theoretische Aspekte
Einer der wichtigsten und am einfachsten zu vergleichenden Parameter von Photovoltaikgeräten
ist der Wirkungsgrad, auch Effizienz genannt, welcher such durch Gleichung 5 berechnen lässt.
η=
IMPP ∗VMPP
PS ∗ A
(5)
PS ist die ankommende Lichtleistung und A die Fläche der bestrahlten PV-Zelle. Der Wirkungsgrad liefert Informationen darüber, welcher Anteil des auf der Zelle eintreffenden Lichts in
elektrische Energie umgewandelt wird. Dieser Wert wird unter STC-Bedingungen ermittelt und
ist im Datenblatt eines jeden PV-Moduls zu finden [10],[13],[14].
Eine Ausnahme bilden Solarmodule, die mit amorphen Silizium-Zellen hergestellt wurden. In
dem Fall gibt der Hersteller eine Effizienz an, die sich nach einer bestimmten Stabilisierungszeit einstellt und die unter der des neu gefertigten und gemessenen Moduls liegt. Dies liegt
an dem sogenannten Staebler-Wronski-Effekt, der eine lichtinduzierte Degradation beschreibt.
Basierend auf den physikalischen Eigenschaften von amorphem Silizium sinkt zu Beginn der
Modullebensdauer die Photoleitfähigkeit und damit der Wirkungsgrad. Aus diesem Grund ist
eine Vorbehandlung erforderlich bis ein stabiler Zustand erreicht wird. Nach etwa 1000 Sonnenstunden hat sich ein stabiler Wert eingestellt. In diesem Zeitraum kann der Wirkungsgrad um bis
zu 20% sinken [19],[20].
– 18 –
Theoretische Aspekte
2.4.
Temperaturverhalten von Solarzellen
Der Wirkungsgrad einer normalen Solarzelle beträgt normalerweise weniger als 20%. Ein Teil
der von einer Solarzelle absorbierten Sonnenstrahlung wird verwendet, um elektrischen Strom zu
generieren. Der Rest des auftreffenden Sonnenlichts wird in Wärme umgewandelt. Aus diesem
Grund ist die Solarzellentemperatur grundsätzlich höher als die der Umgebung. Abbildung 9
illustriert das exemplarische Profil einer V-I-Kurve im Falle steigender Arbeitstemperaturen. Die
Arbeitstemperatur des p-n-Übergangs unter Bestrahlung ist definiert als PV-Temperatur.
Abbildung 9: Temperaturbeeinflusste V-I-Kurve bei konstanter Einstrahlung
In einem Halbleiter werden Ladungsträger bei Sonneneinstrahlung von ihren Nachbaratomen getrennt und beweglich. Die folgende Gleichung zeigt das Verhältnis aus Temperatur, Bandabstand
und erzeugten Ladungsträgern:
E
B
− k GT
n ∗ p = NC ∗ NV ∗ e
(6)
In der Gleichung beschreibt n die Anzahl der Elektronen im Leitungsband und p die Zahl an
Löchern im Valenzband. NC sowie NV sind die effektiven Zustandsdichten im Leitungs- und
Valenzband, EG der Bandabstand und kB die Boltzmann-Konstante.
In Abwesenheit von Verunreinigungen wird ein Halbleiter als rein angesehen und die Anzahl an
Elektronen und Löchern ist zu jeder Zeit identisch. Die elektrische Leitfähigkeit eines reinen Halbleiters wird als intrinsisch bezeichnet und durch den Mechanismus der Eigenleitung dominiert.
– 19 –
Theoretische Aspekte
Dass die Menge der Elektronen im Leitungsband in einem reinen Halbleiter der der Löcher
im Valenzband entspricht liegt daran, dass die positiven und negativen Ladungsträger in Paaren generiert werden, entweder durch Bestrahlung oder thermische Anregung. Die Größe der
Bandlücke sinkt mit steigender Temperatur gemäß Gleichung 7.
EG (T ) = EG (300K) +
dEG
∗ (T − 300K)
dT
(7)
Nach Gleichung 6 und Gleichung 7 bleibt die intrinsische Ladungsträgergeneration n2i , die in
einem reinen Halbleiter gleich dem Produkt n ∗ p ist, nahezu konstant, da mit steigender Temperatur der Abstand der Bandlücke sinkt. Der Bandabstand eines Halbleiters ist im Allgemeinen
so groß, dass keine Ladungsträger durch thermische Anregung bei Raumtemperatur produziert
werden. Der Abstand der Raumladungszone von Isolatoren ist im Vergleich zwei bis drei mal so
groß wie der von Halbleitern.
Sind bestimmte Temperaturgrenzen erreicht, wird der gesamte Halbleiter intrinsisch und ni
steigt leicht bis ein maximaler Wert erreicht ist. Die Höhe dieser Grenze hängt vom jeweiligen
Halbleitermaterial ab. Wenn diese Schwelle einmal erreicht wurde, ist eine Solarzelle nicht mehr
in der Lage elektrischen Strom zu produzieren, bis die Temperatur wieder absinkt. Im Fall von
Silizium liegt die Temperaturgrenze bei 620 K [21]. Je größer der Bandabstand eines Halbleiters
bei Raumtemperatur ist, desto höher liegen die Temperaturschwellwerte und desto geringer ist
der Effekt eines Temperaturanstieges auf dessen Verhalten.
Zusammenfassend kann gesagt werden, dass sich Temperaturänderungen primär auf die Größe
der Bandlücke auswirken. Bei steigender Temperatur und einem damit kleiner werdenden Bandabstand bleibt die Ladungsträgerkonzentration nahezu konstant. Doch aufgrund des geringeren
Bandabstandes benötigen die Ladungsträger eine geringe Energie, um getrennt zu werden. Das
führt zu einer niedrigeren Spannung, welche als Potenzialbarriere des p-n-Übergangs angesehen
werden kann. Zeitgleich steigt der strahlungsgenerierte Strom aufgrund einer leicht erhöhten
Menge an erzeugten Elektronen. Dies wiederum resultiert in einem leichten Anstieg des Kurzschlussstroms. Die folgende Gleichung stellt die Beziehung zwischen der Temperatur und dem
ISC von monokristallinen Solarzellen bei einer Temperatur von 298 Kelvin dar:
1
ISC
∗
dISC
= 0, 033%K
dT
(8)
Der hier kalkulierte Wert variiert leicht, bedingt durch der Art der Berechnung. Der ISC steigt
rund 2% pro 50 K. Im Fall von amorphem Silizium ist der Wert rund drei mal so hoch, abhängig
von der für die Berechnung zugrunde gelegten Literatur [21].
– 20 –
Theoretische Aspekte
Steigt die Temperatur, ist eine größere Anzahl von Elektronen in der Lage die Bandlücke zu
überwinden, da deren Abstand zeitgleich abnimmt. Der Sättigungsstrom, welcher ein Indikator
für die Höhe der Rekombination in einer Diode beziehungsweise einer Solarzelle ist, wird
berechnet über:
E
B
− k GT
IS0 (T ) = e
(9)
Der Sättigungs-, auch als Dunkelstrom bezeichnet, wird ohne vorhandene Einstrahlung ermittelt.
ISO steigt um 14,5% pro Kelvin aufgrund der höheren Anzahl angeregter Elektronen.
Ein Wert, dessen Verhalten stark durch Temperaturänderungen beeinflusst wird, ist die Leerlaufspannung. Diese Abhängigkeit ist exemplarisch in Abbildung 9 dargestellt. Im Fall einer
kristallinen Silizium-Solarzelle verändert sich der VOC um ungefähr -0,4% pro Kelvin. Dieses
Verhältnis wird mithilfe von Gleichung 10 ausgedrückt [22]:
VOC =
kT
ISC
∗ ln(
+ 1)
q
IS0
(10)
Die Leerlaufspannung sinkt, da der Bandabstand und somit die Spannungsbarriere der zu generierenden Ladungsträger abnimmt. Damit sinkt auch die Leistung einer Solarzelle deutlich
mit steigender Temperatur. Unter ungünstigen Bedingungen kann die elektrische Leistungsausbeute einer klassischen Solarzelle bei einem Temperaturanstieg von 35 Kelvin um bis zu 23%
abnehmen [21].
In der angesprochenen Temperaturabhängigkeit liegt der große Vorteil von Dünnschichtsolarzellen. Diese haben einen niedrigeren Temperaturkoeffizienten γ und arbeiten effizienter unter
wärmeren Temperaturbedingungen. Aus diesem Grund wird dieser Solarzellentyp bei der Installation an schlecht ventilierten Gebäudefassaden und -dächern bevorzugt, um eine höhere Energieausbeute zu erreichen. Nichtsdestotrotz wird der absolute Wirkungsgrad von, beispielsweise
amorphen Silizium-Solarzellen, jenen von kristallinen Solarsystemen nicht übersteigen [21].
– 21 –
Gebäudeintegrierte Photovoltaik-Systeme
3.
Gebäudeintegrierte Photovoltaik-Systeme
Wie schon in Abschnitt 1.2. erläutert wurde, können PV-Systeme, die an Gebäuden installiert sind,
in zwei Hauptgruppen eingeteilt werden. Die Einteilung erfolgt in Systeme, die an Gebäuden
angebracht und in solche, die in das Gebäude integriert werden. Bezogen auf die zweite Gruppe
werden PV-Module in die oder an der Gebäudehülle integriert, um Funktionen zu erfüllen, die für
das Bestehen des Gebäudes notwendig sind. BiPV-System sind grundsätzlich multifunktionale
Gebäudekomponenten, die Strom produzieren.
Gebäudeintegrierte PV-Module werden, abhängig vom Level der Integration, an oder in Fassaden
oder Dächern platziert. Die Ausführungen sind entweder lichtundurchlässig oder halbtransparent
je nach Zweck und architektonischen Anforderungen.
3.1.
Level der Integrierbarkeit
Abhängig vom Integrationsgrad eines BiPV-Systems ersetzt es entweder einen Teil der Gebäudehülle vollständig oder trägt zu dessen Funktionsausübung bei. Nach den Richtlinien für
BiPV-Systementwicklungen der International Energy Agency (Solar Heating and Cooling Programme Task 41) können drei Ebenen der Integrierbarkeit definiert werden: ein Basis-, ein
mittleres und ein fortgeschrittenes Level der Integration. Ein BiPV-System, welches dem Basislevel angehört, muss eine ausreichende Kollektorflexibilität gewährleisten. Diese Module sollten
anpassungsfähig in Bezug auf die Form und Größe der jeweiligen Gebäudehülle sein. Die nächste
Ebene bildet das mittlere Level an Integrierbarkeit. Abgesehen vom eigentlichen PV-System werden zusätzlich nichtaktive Elemente bereitgestellt. Diese sind in Form und Konstruktion gleich
den integrierten Solarmodulen, haben aber nur die Funktionen einer normalen Gebäudehülle zu
erfüllen. Sie werden verwendet um der architektonischen Kohärenz der Gebäudehülle gerecht zu
werden. Nichtaktive Elemente sind im Einsatz, wenn kleine Teile benötigt werden, die nicht als
wirtschaftlich rentables PV-System hergestellt werden können.
Der höchste Grad der Integration ist der fortgeschrittene. Hier werden komplette Systeme wie
Dächer oder Fassaden mit integrierten PV-Systemen konstruiert. Die PV-Module ersetzen den
eigentlichen Gebäudeteil. Diese PV-Anlagen werden entweder ausgehend vom Kollektor konzipiert oder vom zu ersetzenden Teil der Gebäudehülle. Der restliche Aufbau wird so konstruiert,
dass eine korrekte Installation gewährleistet werden kann [23].
– 22 –
Gebäudeintegrierte Photovoltaik-Systeme
3.2.
Gebäudeintegration von Solarmodulen
Wie bereits erwähnt, sind die am häufigsten verwendeten gebäudeintegrierten PV-Module jene, die auf Dächern oder entlang der Fassade installiert sind. Es gibt zusätzlich mittlerweile
Mischlösungen in modernen architektonischen Bauwerken, bei denen eine klare Unterscheidung
zwischen Dach und Fassade nicht mehr existiert. In modernen Projekten werden halbtransparente
BiPV-Anlagen zudem als Beschattungssysteme eingesetzt.
3.2.a)
Dachintegration
Wie schon in Abschnitt 3.1. beschrieben wurde, kann ein PV-System auf einem bestehenden
Dach installiert werden. Es kann einen Teil des Daches oder auch den gesamten technischen Aufbau ersetzen. Abhängig vom Grad der Integration und wo beziehungsweise wie ein PV-System
installiert wird, hat es entsprechende Anforderungen zu erfüllen. Dachintegrierte Systeme können
auf geneigten sowie flachen Dächern und auch halbtransparent installiert werden [24].
Abbildung 10: Solardachziegel [25]
Abbildung 11: Transparentes Solardach [26]
Ein Schrägdach, welches Richtung Süden geneigt ist, ist von der Ausrichtung her am besten
geeignet ein PV-System zu tragen. So kann die maximale Menge des ankommenden Sonnenlichts
absorbiert werden. Üblicherweise wird ein BiPV-System auf geneigten Dächern bestehender
Gebäude mithilfe eines entsprechenden Montagesystems angebracht. Aufgrund subjektiver
ästhetischer Probleme wurden Alternativen entwickelt und erarbeitet, um eine ansprechende
Ästhetik zu gewährleisten. PV-Produkte sind mittlerweile erhältlich in Form von Dachziegeln,
Dachschindeln und Dachschiefer und werden als komplette Fertigdachsysteme ausgeliefert
– 23 –
Gebäudeintegrierte Photovoltaik-Systeme
und installiert. Abbildung 10 zeigt einen Teil eines Schrägdachs, welches mit Solardachziegeln
ausgestattet wird.
Darüber hinaus ist es möglich, PV-Systeme auf Flachdächern zu installieren. Normalerweise
werden hierbei Standardmodule auf der Oberfläche des Daches mit entsprechendem Zubehör
befestigt. Sowohl kristalline als auch Dünnschichtsolarzellen finden Verwendung. Die Anlagen
sind entweder horizontal oder in einem geeigneten Winkel Richtung Süden ausgerichtet. Dabei
wird ein Mindestabstand zwischen den Modulreihen eingehalten, sodass kein Modul Schatten
auf das jeweils nächstpositionierte wirft.
Zudem kann auch das komplette Dach mit einem PV-System verkleidet werden. Neben der
Stromproduktion erfüllt es alle Funktionen des Daches. Ein Beispiel dafür ist in Abbildung 11
illustriert. In dem Bild ist ein halbtransparentes kristallines Solar-Dach zu sehen, welches als
Gebäudedach fungiert. Die Zellen werden von Sicherheitsglas beidseitig geschützt. Der Abstand
zwischen den einzelnen Solarzellen bestimmt den Grad der Transparenz. Eine andere Möglichkeit
halbtransparente Dächer zu modellieren ist die Verwendung halbtransparenter Dünnschichtsolarzellen. Abgesehen von den normalen Dacheigenschaften und der Stromgeneration bieten
diese Lösungen den Vorteil einer kontrollierten Tagesbeleuchtung des Innenraums. Oftmals sind
diese Installationen einzigartig und müssen für jedes Gebäude individuell entwickelt werden.
Zusätzlich gibt es flexible PV-Systeme, die noch mehr Gestaltungsfreiheit bieten [23].
3.2.b)
Fassadenintegration
Fassadenintegrierte PV-Systeme können ebenfalls in die in Abschnitt 3.1. erläuterten, verschiedenen Stufen der technologischen Integration gegliedert werden. Abhängig von der durch eine
PV-Anlage ersetzten Fassadenkomponente müssen bestimmte Anforderungen erfüllt werden,
um dass Gebäudeteil in ausreichendem Maße zu ersetzen oder zu bedecken. Somit ist das
BiPV-System entweder als Verkleidung an der Fassade befestigt oder es ersetzt Teile dieser.
Des Weiteren können fassadenintegrierte BiPV-Systemteile, abhängig vom Grad der Integration,
undurchsichtig oder halbtransparent realisiert sein. Abbildung 12 zeigt ein halbtransparentes
PV-Glas des Herstellers Onyx-Solar.
Es handelt sich hierbei um eine doppelseitig verglaste Fassade, welche halbtransparente Dünnschichtsolarzellen einschließt und somit das Sonnenlicht in das Gebäude eindringen lässt. Ist
das BiPV-System in die gesamte Fassade integriert und nicht nur zusätzlich darauf angebracht,
– 24 –
Gebäudeintegrierte Photovoltaik-Systeme
besteht dieses oftmals aus halbtransparenten, doppelt verglasten Modulen, die einen Teil des
Lichts durchlassen.
Wird die PV-Anlage jedoch auf einer bestehenden Gebäudefassade angebracht, ist es extrem
wichtig auf eine ausreichende Kühlung der Module durch natürliche und mechanische Ventilation zu achten, da die Leistung der Solarzellen stark von der Temperatur beeinflusst wird.
Nachträglich installierte BiPV-Fassaden-Systeme sind oftmals undurchsichtig und werden vor
den bestehenden Gebäudewänden installiert.
Abbildung 12: Transparente Fassade [27]
Abbildung 13: Louver-System ECN [28]
Eine weitere, weniger häufig anzutreffende Art sind Louver-Systeme, die der Beschattung dienen.
Louver-Systeme werden in der Regel in einem, im Hinblick auf den Lichteinfall geeigneten Winkel vor Fenstern angebracht. Da sie am oberen Ende von Fensterreihen installiert sind, müssen
die Systeme nicht notwendigerweise transparent sein. Aus diesem Grund werden hauptsächlich
kristalline Solarzellen verwendet, was zu einer Erhöhung der Leistung pro Fläche führt. Abbildung 13 zeigt ein Louver-System, welches an einer bestehenden Gebäudefassade des ”Energy
Center of the Netherlands” installiert ist.
– 25 –
Gebäudeintegrierte Photovoltaik-Systeme
3.3.
Leistungsbeeinflussende Parameter
Verschiedene Parameter beeinflussen die Leistung von PV-Systemen und können diese bei
schlechter Anpassung signifikant beeinträchtigen. Diese Werte können primär in Capture- und
Systemverluste eingeteilt werden. Systemverluste können durch Verkabelung, Wechselrichterverluste, ein suboptimales MPP-Tracking oder auch Umwandlungsverluste im Transformator
verursacht werden. Systemverluste treten in zusätzlich installierten Geräten, die Teile des PVSystems sind, auf. Im Gegensatz dazu entstehen Capture-Verluste durch eine Fehlanpassung der
jeweiligen PV-Anlage, durch parasitäre Widerstände, die Temperaturabhängigkeit von Solarzellen und die Abschwächung der Sonneneinstrahlung. Die zwei letztgenannten Einwirkungen, die
in die Capture-Verluste einzugliedern sind, sind jene, mit denen sich diese Arbeit hauptsächlich
beschäftigt. Abbildung 14 illustriert eine Übersicht der wichtigsten Parameter, die diese beiden
Effekte und damit die Leistung von PV-Anlagen sowie von BiPV-Systemen im Speziellen, beeinflussen.
Abbildung 14: Leistungsbeeinflussende Parameter von BiPV-Systemen
Ausgehend von der Annahme, dass eine BiPV-Anlage korrekt integriert und verbunden wurde,
beeinflussen diese Parameter im Wesentlichen das Arbeitsverhalten des jeweiligen Systems. Die
Gesamtleistung eines PV-Systems wird von der Arbeitstemperatur der Solarzellen sowie der
Intensität der einfallenden Sonneneinstrahlung bestimmt wird. Diese Werte werden wiederum
durch verschiedene Parameter beeinflusst. Diese Parameter sind in Abbildung 14 aufgelistet. Die
Umgebungstemperatur sowie eventuell auftretende Schatten hängen von der gewählten geografischen Lage ab, in der das BiPV-System installiert wird. Die Anlagenlänge, der Modulwinkel, der
– 26 –
Gebäudeintegrierte Photovoltaik-Systeme
Azimut-Winkel und der Luftstrom, der sich entlang des Systems ausbildet, hängen davon ab, wie
und an welchem Gebäudetyp beziehungsweise -teil die Anlage integriert wird.
Der Wirkungsgrad und das thermische Verhalten werden zudem von der gewählten PV-Technologie
bestimmt. Ein Parameter, der Aufschluss über die Effizienz eines PV-Systems gibt, ist die Performance Ratio. Sie berechnet sich über die Gleichung 11:
PR =
E
=
Yr
Eyear
Hyear ∗PSTC
GSTC
(11)
Die tatsächliche Stromgeneration der PV-Anlage E muss für einen bestimmten Zeitraum, beispielsweise ein Jahr, gemessen werden. Die Referenzausbeute Yr berechnet sich, indem die
jährlich auf einen Quadratmeter eintreffende Sonneneinstrahlung Hyear mit der jeweiligen Leistung unter Standard-Test-Bedingungen multipliziert und dieser Wert wiederum durch GSTC
dividiert wird. GSTC entspricht 1000 W/m2 . PSTC ist die nominale Leistung, welche vom Hersteller des jeweiligen PV-Systems zur Verfügung gestellt und auch mit dem Formelzeichen Pn
betitelt wird.
Je höher der Wert der Performance Ratio ist, desto effektiver arbeitet eine PV-Anlage. Die
Performance Ratio gibt Auskunft darüber, wie energieeffizient und zuverlässig ein PV-System
arbeitet. Es ist ein einfach zu vergleichender Parameter, der den Nutzer darüber informiert, ob
die Leistungsausbeute der Anlage der geplanten entspricht, saisonale Schwankungen auftreten
oder mögliche Degradationseffekte über die Lebensdauer der Solaranlage hinweg verzeichnet
werden können.
Tabelle 1: Leistungsreduzierende Faktoren von PV-Systemen [29]
Einfluss
Ursache
Typisch
Niedrig
Hoch
PV-Modul typische DC-Bewertung
0,95
0,88
0,96
Wechselrichter and Transformator
0,92
0,88
0,96
Mismatch
Dioden and Verbindungen
0,98
0,995
0,97
0,99
0,99
0,997
DC-Verkabelung
0,98
0,97
0,99
AC-Verkabelung
0,99
0,98
0,993
Verschmutzung
Abschattung
0,95
0,95
0,30
0,00
0,995
1,00
1
0,7
1,00
0,77
0,00
0,88
Alterung
Gesamtminderung DC zu AC
– 27 –
Gebäudeintegrierte Photovoltaik-Systeme
Während der Auslegung einer PV-Anlage ist es notwendig, die maximale Leistungsgeneration
anzustreben. Der Designer muss versuchen, alle leistungsmindernden Faktoren zu berücksichtigen und diese auf ein Minimum zu reduzieren. Tabelle 1 zeigt verschiedene leistungsmindernde
Faktoren, welche in [S.2, 29] zusammengetragen und veröffentlicht worden sind. Die Werte
wurden anhand gemessener Verluste und Bauteilspezifikationen geschätzt. Die Tabelle dient
als Überblick möglicher, vor allem durch zusätzlich verwendete Ausrüstung hervorgerufener,
leistungsreduzierender Faktoren. Der Einfluss der genannten Faktoren auf die Performance Ratio
entspricht den geschätzten Werten.
Im Folgenden wird die Temperaturabhängigkeit von Solarmodulen genauer betrachtet. Im Falle
eines speziell ausgewählten PV-Modultyps hängt die Performance Ratio stark von der Betriebstemperatur der Module ab. Der Standort der Anlage und somit die Bestrahlung spielen eine
untergeordnete Rolle im Bezug auf die Performance Ratio, da die Einstrahlungsmenge bereits in
die Berechnung der theoretischen Leistung mit eingeht [30]. Ausgehend von einem entsprechend
angeschlossenen und gut ausgerichteten BiPV-System liegt das Hauptaugenmerk der Berechnung
des Wertes auf der PV-Temperatur. Wie bereits erläutert ist das Verhalten von Solarmodulen
sehr empfindlich in Bezug auf Temperaturveränderungen. Aus diesem Grund ist es schon beim
Entwerfen eines PV-Systems notwendig, den in Abbildung 14 gelisteten Parametern, die die
Arbeitstemperatur beeinflussen, Aufmerksamkeit zu schenken. Manche Parameter sind nicht
weiter variierbar und damit optimierbar. Normalerweise sind die jährliche Einstrahlung, die
Umgebungstemperatur und der Modulwinkel feste Werte, da der Installationsstandort sowie
der Teil des Gebäudes, an dem die PV-Anlage und somit der Modulwinkel justiert wird, im
Anfangsstadium der Planung gewählt werden. Im Fall von PV-Modulen, die an Gebäuden installiert sind, kann eine direkte Beziehung zwischen der Modullänge und dem Luftspalt zwischen
dem Gebäudeteil und dem angebrachten BiPV-System angenommen werden [31],[32]. Diese
Werte bestimmen die Luftströmung in dem Spalt und damit den Konvektionskoeffizient, der den
Wärmeaustausch zwischen der PV-Anlage und der Luft im Spalt beeinflusst. Dadurch ändert
sich die Arbeitstemperatur der Solaranlage [33].
Zusätzliche Kühlkörper- sowie Belüftungssysteme könnten dazu beitragen, die Arbeitstemperatur durch eine Ableitung der Wärme aus dem Modul oder durch einen erhöhten Luftstrom
zu senken. Der Sinn einer Installation solcher Zusatzgeräte muss hinsichtlich der tatsächlichen
Realisierbarkeit und der Kosten geprüft werden.
– 28 –
Simulationen
4.
Simulationen
Das Ziel der durchgeführten Simulationen war es, den Einfluss gebäudeintegrierter Photovoltaikfassaden auf Beispielgebäude hinsichtlich der thermischen Auswirkungen zu untersuchen.
Darüber hinaus sollten optimierte Integrationsparameter in Bezug auf die zu generierende Leistung ermittelt werden. Zu diesem Zweck wurden normierte Gebäude des INSPIRe FP7-Projekts
ausgewählt, welches sich mit der ”systematischen energetischen Sanierung von Gebäuden”
befasst [34]. Es handelt sich um zwei verschiedene Gebäudetypen: ein kleines Mehrfamilienhaus
und ein Großraumbürogebäude. Die Form sowie die Zonen der Gebäude wurden mithilfe von
SketchUp konstruiert, einer 3D-Modellierungssoftware, die durch ein TRNSYS-3D Plug-In mit
TRNSYS verbunden ist. Anschließend fand das Add-On TRNBuild Verwendung, um die Konstruktionen der Wände, das Gebäudeverhalten, die Mindesttemperaturen innerhalb des Gebäudes
und die thermischen Verbindungen zum BiPV-System zu definieren. Das Gebäudemodell wurde
danach in das TRNSYS-Simulation-Studio integriert, wo die Simulationen durchgeführt und die
Resultate ausgelesen werden konnten [35].
– 29 –
Simulationen
4.1.
Berechnungsmodell
4.1.a)
Simulationssoftware ”TRNSYS”
Es ist möglich, Modelle von Solar- sowie Photovoltaiksystemen mithilfe verschiedener Simulationsprogramme zu entwerfen. Die entstandenen Skripte und Algorithmen innerhalb dieser
Programme beeinflussen signifikant die Genauigkeit der Modelle. TRNSYS ist solch eine, auf
FORTRAN basierende, Simulationsumgebung. Es erlaubt dem Nutzer Energiesysteme mit MultiZonengebäuden zu simulieren. TRNSYS wurde aufgrund der gegebenen Flexibilität sowie der
vielfältigen Nutzungsmöglichkeiten ausgewählt. Mit dem Programm selbst ist es möglich, ein
bestimmtes Gebäude zu simulieren. Das Verhalten des Gebäudes wird durch die Luftstromentwicklung entlang dessen und durch den Einfluss eines installierten BiPV-Systems beeinflusst.
Darüber hinaus wird dem Benutzer ermöglicht, die Parameter eines BiPV-Systems innerhalb des
Programms zu optimieren [35].
4.1.b)
TRNSYS-BiPV-Typ
TRNSYS besteht aus Subroutinen, die auch als ”Types” bezeichnet werden. Jeder Typ repräsentiert ein spezielles System und wird durch diverse Parameter, Inputs und Outputs definiert. Um
eine Simulation zu modellieren, müssen verschiedene Typen ausgesucht und auf logische Art und
Weise miteinander verknüpft werden. Der erste Schritt einer Simulation ist es die entsprechenden
Typen auszusuchen, die benötigt werden. Im Fall der hier durchgeführten und beschriebenen
Simulation ist der Typ 567 das Herzstück. Er modelliert ein BiPV-System, welches mit der
Umgebung und dem jeweiligen Multi-Zonengebäude interagiert. Der Typ ist Teil der Thermal
Energy System Specialists (TESS) Bibliothek und wird wie folgt beschrieben:
”Type 567: GLAZED BUILDING-INTEGRATED PHOTOVOLTAIC SYSTEM
(INTERFACES WITH TYPE56)
This component is intended to model a glazed solar collector that has the dual purpose
of creating power from embedded photovoltaic (PV) cells and providing heat to an air
stream passing beneath the absorbing PV surface. This model is intended to operate
with detailed building models that can provide the temperature of the back surface of
the collector (zone air/collector back interface) given the mean surface temperature
– 30 –
Simulationen
of the lower flow channel. The Type 56 multi-zone building model in TRNSYS
is one of these detailed zone models. Instructions for connecting this model to a
Type 56 building can be found in this model’s technical documentation. The model
allows for the user to choose between two methods of handling the off-normal solar
radiation effects. The model also allows the user three options on specifying how the
cell temperature and the incident solar radiation affect the PV efficiency. The cells
are assumed to be operating at their maximum power point condition, implying that
the voltage and current are not calculated by the model. The thermal model of this
collector relies on algorithms supplied in ”Solar Engineering of Thermal Processes”
by J.A. Duffie and W.A. Beckman.” [S.17, 36]
Abbildung 15: Grafische Beschreibung des TRNSYS-BiPV-Modells
Wie bereits erwähnt wurde, interagiert der hier beschriebene Typ 567 mit dem entworfenen Gebäude. Abbildung 15 illustriert die Interaktion des BiPV-Modells mit dem Multi-Zonengebäude
sowie der Umgebung. Die Strahlungs-, Konvektions- und Wärmeübertragungsprozesse innerhalb
der Simulation sind dargestellt. Die Parameter, die Inputs und die Outputs von Typ 567 sind in
Anhang I mit ihren jeweiligen Werten und Einheiten aufgelistet.
– 31 –
Simulationen
4.2.
Modellstruktur und Methoden
Um eine Simulation erfolgreich durchzuführen, müssen zusätzlich zu Typ 567 andere Typen
eingefügt und verbunden werden. Wie in der Beschreibung des Typs 567 erläutert wurde, ist
Typ 56 jener zur Simulation von Multi-Zonengebäuden. Dieser Gebäudetyp ist mit dem Add-On
TRNBuild verknüpft, in welchem die Eigenschaften des Gebäudes eingestellt und spezifiziert
werden. Innerhalb von TRNBuild wird die Struktur der Wände erstellt und zu verwendende
Fenster ausgewählt. Weiterhin werden Temperatursollwerte bestimmt, um ein gewünschtes
Raumklima zu schaffen. Darüber hinaus sind Konvertierungsroutinen, Umrechnungs- sowie
Berechnungshilfen und Outputtypen in die Simulation integriert und miteinander verknüpft
worden.
Für die hier beschriebene Simulation wurden zwei unterschiedliche Gebäude untersucht und entsprechend zwei Simulationsentwürfe erstellt. Sie sind mithilfe des INSPIRe-Projekts ”Proposal
for method to assess target buildings” entstanden. Eine der Zielsetzungen des INSPIRe-Projekts
war es, unterschiedliche Gebäudetypen des gleichen Gebäudebestands grundlegend auf deren
Nutzungszweck und geografische Lage zusammenzufassen. Das Projekt wurde zur Gebäudesimulation und zur Entwicklung von Systempaketen für tiefe energetische Sanierungen ausgearbeitet.
Es betrachtet unter anderem verschiedene Gebäudearten aus dem Wohn- und Bürosektor hinsichtlich der Größe. Die Leitlinien dienen als genereller Überblick des vorhandenen Gebäudebestands.
Die verschiedenen Gebäudetypen konsumieren große Mengen an Energie und würden von einer
Verbesserung der Energieeffizienz profitieren. Im Rahmen des Projektes sind Beispielgebäude
mit spezifischen Wärmeübergangskoeffizienten (U-Werten) der einzelnen Gebäudeteile angegeben. Weiterhin werden Heiz- und Kühlsollwerte, Infiltrations- und Ventilationswerte sowie
spezifische interne Wärmegewinne, wie Computer oder Wärmeentwicklungen durch sich im
Gebäude befindliche Menschen, festgelegt. Die Wandstruktur sowie die Wahl der verwendeten
Fenster und damit der U-Werte der Bauteile sind abhängig vom geografischen Standpunkt der
Gebäude [34]. Detailliertere Ausführungen zu den Gebäuden folgen in den Abschnitten 4.2.a)
und 4.2.b).
Die Idee der durchgeführten Arbeit war es, bestehende Gebäude inklusive nachträglich installierter BiPV-Anlagen an deren Fassaden zu simulieren und deren Verhalten sowie die Auswirkungen
der PV-Systeme auf das Gebäude zu untersuchen. Um dieses Vorhaben zu realisieren war es
notwendig, die einzelnen TRNSYS-Typen zielgenau mit den richtig gewählten Parametern zu
verbinden.
– 32 –
Simulationen
4.2.a)
Modell - Wohngebäude
Das erste zu simulierende Gebäude ist ein Mehrfamilienhaus mit fünf Wohnungen und einem
Treppenhaus. Abbildung 16 illustriert das SketchUp-Modell des Gebäudes. Es wurde angenommen, dass durchschnittlich vier Personen pro Haushalt darin leben. Jede Wohnung wird mit
entsprechenden gemittelten Raumklimabedürfnissen sowie zusätzlichen Wärmequellen als eine
thermische Zone behandelt und hat eine Grundfläche von ungefähr 88 m2 . Eine, in TRNSYS
simulierte, thermische Zone besteht aus einem oder mehreren Air-Nodes. Jede thermische Zone
mit nur einer Air-Node ist ein abgeschlossener Bereich mit einer mittleren Temperatur und wird
für sich selbst betrachtet. Abhängig von den Einstellungen einer jeden Zone wird diese von
anderen Zonen sowie der Außenwelt beeinflusst. Jede thermische Zone kann unabhängig von
anderen Zonen bearbeitet und betrachtet werden. Die Idee der Simulation ist es eine Plattform
bereitzustellen, in der der Nutzer ein simuliertes Gebäude so detailliert wie gewünscht definieren
kann.
Abbildung 16: Mehrfamilienwohngebäude
Die Außenwand des Gebäudes besteht aus Beton, Ziegeln und Gips und hat einen Wärmedurchgangskoeffizienten (U-Wert) von 0,81 W/(m2 *K). Des Weiteren sind die modellierten
Fenster doppelt verglast mit einem U-Wert von 2,83 W/(m2 *K). Die Wände zwischen den Wohnungen und dem Treppenhaus sowie die externen Dach- und Bodenkonstruktionen sind als
– 33 –
Simulationen
Standvorgaben der Software TRNBuild bereitgestellt und werden innerhalb der Simulationen
verwendet. In Tabelle 2 sind die U-Werte und die Eingabewerte gegeben, die das Gebäude
simulieren, nachzulesen. Die einzugebenden Werte beziehen sich jeweils auf eine Wohnung
beziehungsweise eine thermische Zone. Die Menge der stündlichen Infiltration basiert auf Leckagen in der Gebäudehülle. Der Luftaustausch geschieht durch eine natürliche Ventilation durch das
Öffnen von Fenstern. Die zusätzliche Erwärmung der Raumluft, die durch sich in der Wohnung
befindliche Personen sowie andere Quellen hervorgerufen wird, ist in einen konvektiven und
einen Strahlungsanteil zu gliedern. Fällt die Temperatur in einer betrachteten thermischen Zone
unter den vorab festgelegten Sollwert, wird die Raumluft erwärmt, um die gewünschte Mindesttemperatur zu halten. Die verwendeten Zeitpläne (Schedules) basieren auf einer vierköpfigen
arbeitstätigen Familie. Die Unterschiede zwischen Wochentagen und Wochenenden sind bereits
in den Zeitplänen, die in Anhang II dokumentiert sind, berücksichtigt.
Es ist ersichtlich in Abbildung 16, dass die Photovoltaikanlage entlang des nicht-verglasten
Teils der Gebäudehülle von der zweiten zur fünften Wohnung und entlang des Treppenhauses
installiert wurde.
Tabelle 2: Wohngebäude - Charakteristika
Externe Wand
U = 0,810 W/(m2 *K)
Externe Fenster
U = 2,830 W/(m2 *K)
Angrenzende Decke
U = 1,580 W/(m2 *K)
Angrenzende Wand
U = 0,508 W/(m2 *K)
Fußboden Erdgeschoss
U = 0,039 W/(m2 *K)
Externes Dach
U = 0,316 W/(m2 *K)
Charakteristika
Werte
Infiltration
0,20 1/h
Ventilation
0,22 1/h
Heizsollwert
20◦C (Schedule)
Personenanzahl
0-4 (Schedule)
Wärmequellen
55-615 kJ/hr (Schedule)
– 34 –
Simulationen
4.2.b)
Modell - Bürogebäude
Das zweite gewählte Gebäude ist ein Großraumbürogebäude. Es besteht aus einem Büro pro
Etage und einem Treppenhaus. Insgesamt wurden fünf Etagen simuliert. Jedes Büro hat eine
Fläche von etwas 140 m2 . Abbildung 17 zeigt das entworfene SketchUp-Modell des Gebäudes.
Abbildung 17: Großraumbürogebäude
Im Unterschied zum Wohngebäude wird das PV-System entlang der teilverglasten Gebäudehülle
installiert. Entsprechend ist ebenfalls ein Teil der Fenster abgedeckt. Die PV-Anlage wird neben
der Stromproduktion auch als Beschattungssystem verwendet. Dafür wurden zwei Modulreihen
entlang der Außenwand des Bürogebäudes installiert.
Tabelle 3 stellt die U-Werte der einzelnen Konstruktionsteile sowie die Eigenschaften des Bürogebäudes dar. Im Vergleich zum Wohnhaus ist das Bürogebäude besser isoliert. Die Außenwände sowie jene, die das Treppenhaus von den Büros trennen, bestehen aus einer PolyurethanIsolationsschicht, die von zwei Stahlplatten eingeschlossen ist. Die zu den Büros hin gewandte
Seite ist zudem mit einem Innenputz verkleidet, die Außenwand mit Beton. Die Innenraumdecken zwischen den Büros bestehen aus verschiedenen Deckenplatten und einem Keramikboden.
Die isolierten Fenster sind doppelt verglast. Jedes Büro repräsentiert eine thermische Zone und ist
für 16 Personen ausgelegt. Im Unterschied zum Wohngebäude wird das Bürogebäude zusätzlich
gekühlt. Steigt die Temperatur einer thermischen Zone über den eingestellten Kühlsollwert wird
eine elektrische Kühlung verwendet, um die Temperatur abzusenken. Die Wärmequellen in den
Büros sind primär auf künstliches Licht, Computer und Drucker zurückzuführen und umfassen
– 35 –
Simulationen
auch einen Konvektions- und einen Strahlungsanteil. Die einzelnen Zeitpläne sind ebenfalls in
Anhang II gelistet. An dieser Stelle muss erwähnt werden, dass die Schedules ausschließlich
Werktage beinhalten. Die Wochenenden werden nicht berücksichtigt, da Bürogebäude an diesen
Tagen grundsätzlich leer stehen.
Tabelle 3: Bürogebäude - Charakteristika
Charakteristika
Werte
Externe Wand
U = 0,416 W/(m2 *K)
Infiltration
0,15 1/h
Externes Fenster
U = 1,430 W/(m2 *K)
Ventilation
1,6 1/h (Schedule)
Angrenzende Decke
U = 0,533 W/(m2 *K)
Heizsollwert
21◦C (Sched.)
Angrenzende Wand
U = 0,416 W/(m2 *K)
Kühlsollwert
25◦C (Sched.)
Boden im Erdgeschoss
U = 0,039 W/(m2 *K)
Personenanzahl
16 (Sched.)
Externes Dach
U = 0,316 W/(m2 *K)
Wärmequellen
10.764 kJ/hr (Sched.)
– 36 –
Simulationen
4.2.c)
Simulation ausgewählter PV-Module
Einer der wichtigsten durchzuführenden Schritte war es, die gewählten PV-Anlagen möglichst
realitätsnah zu simulieren. Tabelle 4 zeigt die zu verwendeten PV-Module und deren Eigenschaften. Drei verschiedene Systeme wurden entsprechend ihrer jeweiligen PV-Technologie
ausgewählt: ein kristallines Silizium-Modul sowie zwei Dünnschichtmodule aus amorphem
Silizium beziehungsweise Kupfer-Indium-Selenid. Die Auswahl wurde hauptsächlich aufgrund
der unterschiedlichen PV-Eigenschaften wie beispielsweise dem verwendeten Deckmaterial oder
der unterschiedlichen Temperaturkoeffizienten getroffen. Kristalline Solarzellen haben deutlich
höhere Temperaturkoeffizienten im Vergleich zu Dünnschichtzellen. Ein weiterer Grund für die
Auswahl verschiedener Technologien stellte der Einfluss höherer Temperaturen auf das Verhalten
der PV-Systeme dar. Das kristalline Silizium-Modul soll zudem als Referenz dienen, da diese
Technologie den Markt dominiert.
Tabelle 4: PV-Module - Daten
Modul
SolbianFlex CV70
Onyx PowerSmart
SGS-PowerMax 125
Größe
1560 mm x 375 mm
1245 mm x 1242 mm
1587 mm x 664 mm
Dicke
33,8 mm
18,24 mm
39,6 mm
1,1 kg
42 kg
16 kg
Polycarbonat
Gehärtetes Glas
Gehärtetes Glas
Monokristallines Si
Amorphes Si
CIS
Pnom
70 Wp
98 Wp
125 Wp
VMPP
9,5 V
70,5 V
43,7 V
IMPP
7,6 A
1,35 A
2,86 A
VOC
11,3 V
94 V
58,8 V
ISC
8,1 A
1,5 A
3,27 A
ηSTC
12,0%
6,08%
11,9%
Gewicht
Verkapselungsmaterial
PV-Technologie
TKoe f f izientPnom
γ
-0,43% per K
-0,19% per K
-0,39% per K
TKoe f f izientVOC
β
-0,33% per K
-0,28% per K
-0,17% per K
0,05% per K
0,09% per K
0,0001% per K
TKoe f f izientISC
α
Die Moduleigenschaften müssen so angepasst werden, dass sich die Module so realistisch wie
möglich während der Simulationen verhalten. Ein Screen-Shot des TRNSYS-Simulation-Studios
ist in Abbildung 18 abgebildet. Die für die Simulation gewählten TRNSYS-Typen sind hier
dargestellt. Ein Typ simuliert PV-Systeme. Die Werte des Datenblattes eines ausgewählten PVModuls müssen in die Parametereingabe des Typs eingetragen werden. Typischerweise verhalten
– 37 –
Simulationen
sich die Module während der Durchführung der Simulationen ideal. Das bedeutet, dass eine Leistung nahe jener erreicht wird, die unter Standard-Test-Bedingungen ermittelt wurde.
Um realistischere Bedingungen zu erzielen, wurden die Widerstandsparameter der einzelnen Module angepasst bis eine Performance Ratio von 84% erreicht wird. Das Ergebnis der Auswertung
von 100 verschiedenen PV-Systemen in Deutschland, ist nach [S.725, 30] eine Performance Ratio
von 84%. Die Module wurden analog zu fassadenintegrierten PV-Systemen simuliert. Demnach
wurde ein Modulwinkel von 90◦ wurde eingestellt und die Module wurden Richtung Süden
ausgerichtet. Diese Anpassung war notwendig, um die Modulleistung innerhalb der Simulationen
nicht zu überschätzen.
Abbildung 18: Simulation eines spezifischen PV-Systems & Wirkungsgradberechnung
Die durch die Widerstandsanpassung beeinflussten PV-Module verhalten sich wie freistehende Anlagen mit natürlicher Windkühlung. Um den reduzierten Kühleffekt basierend auf der
Fassadenintegration der BiPV-Module miteinzubeziehen, muss das thermische Verhalten der
Anlagen berücksichtigt werden [37]. Der obere Kreis in Abbildung 18 stellt die Berücksichtigung
dieses Zusammenhangs dar. Der BiPV-Typ 567 erhält als Input einen berechneten Wirkungsgrad.
Dieser wird verwendet, um dass Verhalten des zu modellierenden Moduls zu simulieren. Anstatt
den Ausgangswirkungsgrad des simulierten PV-Moduls direkt mit dem BiPV-Typ zu verbinden,
wird der Wirkungsgrad durch folgende Gleichung berechnet:
ηBiPV = ηPVmodule ∗ (1 − γPnom ∗ (TBiPV − TPVmodule ))
(12)
Die Effizienz ηBiPV des simulierten BiPV-Moduls ist abhängig vom Temperaturkoeffizienten γ
des gewählten Systems und der Temperaturdifferenz zwischen dem PV-Modul und dem integrierten BiPV-System. Diese Anpassung berücksichtigt den Effekt der Gebäudeintegration von
Photovoltaik-Systemen.
– 38 –
Simulationen
Das BiPV-System wird mit der Wand des Multi-Zonengebäudes, an der die PV-Anlage installiert
ist, verbunden. Ein iterativer Temperaturtransfer sorgt für den Wärmeaustausch zwischen dem
Modul und dem Gebäude. Die Temperatur im Luftkanal, der sich zwischen der PV-Anlage und
dem Gebäude befindet, wird als Input für die Außenwandtemperatur verwendet. Die Innenseitentemperatur der Wand wird im Gegenzug als Input der rückseitigen Oberflächentemperatur des
Typs 567 angenommen. Diese Beziehung ist in Abbildung 19 dargestellt. Der hier beschriebene
Temperaturaustausch ist notwendig, da das BiPV-System einen thermischen Einfluss auf die
Oberfläche hat, an der es angebracht ist. Darüber hinaus beeinflusst das Gebäude das Verhalten
der PV-Anlage. Ausgehend von dem Entwurf einer passgenauen Verbindung verwendet das
Multi-Zonengebäudemodell die vorherrschende Temperatur im unteren Luftkanal, die durch Typ
567 bereitgestellt wird, um die Temperatur der Wandinnenseite zu berechnen. Die kalkulierte
Temperatur wird daraufhin wieder an den BiPV-Typ 567 als Temperatur der rückseitigen Oberfläche zurückgeschickt. Der Typ berechnet die Temperatur im unteren Luftkanal erneut. Dieser
Prozess wird wiederholt bis Konvergenz erreicht ist [36].
Abbildung 19: Temp.transfer - BiPV & Wand
Abbildung 20: BiPV-extra thermische Zone
Jede Wand in TRNBuild kann einer bestimmten Kategorie zugeordnet werden. Die am häufigsten
verwendeten Kategorien sind externe sowie angrenzende Wände. Es ist weiterhin möglich eine
Wand als ”Boundary” zu definieren. Eine Zuordnung zu dieser Kategorie ermöglicht dem Nutzer,
der Wand eine gewünschte Input-Temperatur zu geben, was in dem hier beschriebenen Fall
vonnöten ist. Mit jeder Zone, sei es Wohnung oder Büro, muss ein selbstständiger Typ 567 verbunden werden, an der dieser BiPV-Typ installiert wird. Das ist notwendig, um ein miteinander
– 39 –
Simulationen
verschaltetes BiPV-System entlang der Gebäudehülle zu simulieren und gleichzeitig jede Zone
für sich selbst betrachten zu können. Zum Schluss werden die einzelnen BiPV-Typen miteinander
verbunden.
Es ist leider nicht möglich, den BiPV-Typ direkt mit einer Wand zu verbinden, die mit Fenstern
versehen ist. Diese Schwierigkeit wurde mit der Simulation einer zusätzlichen thermischen
Zone für jeden verwendeten Typ 567 behoben. Die Fläche der Zone entspricht der Fläche der
PV-Anlage. Die Tiefe stimmt mit der Tiefe des Luftkanals überein. Die Zone wird während der
Modellierung des SketchUp-Modells vor der Wand platziert. Die Umsetzung der hier beschriebenen Modellierung ist in Abbildung 20 exemplarisch dargestellt. Die Wand der Zone, welche
mit dem Gebäude in Verbindung steht, wird genauso wie die Fenster der Kategorie angrenzend
zugeordnet. Die Wand, an der das BiPV-System installiert ist, ist als Boundary gesetzt. Die
restlichen vier Wände sind virtuelle Oberflächen. Virtuelle Oberflächen werden innerhalb der
Simulationen nicht berücksichtigt, sodass die thermische Zone offen zur Umgebung hin ist.
Die Modellierung wird auf diese Art durchgeführt, um die Realitätsnähe der Simulation zu
erhöhen. Mithilfe der zusätzlichen thermischen Zonen ist es möglich, BiPV-Module vor teilweise
verglasten Wänden zu simulieren.
Weiterhin ist es notwendig den Luftstrom in die Berechnung mit einzubeziehen, der sich entlang
des Luftkanals zwischen der Gebäudewand und der angeschlossenen PV-Anlage ausbreitet. Dieser Luftstrom wird durch folgende Gleichung berechnet und als Input des niedrigsten BiPV-Typs
gesetzt [38]:
ṁvent = ρair ∗ (V̇wind + V̇thermal )
r
Tcav − Tamb
= ρair ∗ (CV ∗ Ain ∗U∞ +CD ∗ Ain ∗ 2 ∗ g ∗ ∆HNPL ∗
)
Tcav
(13)
if Tcav > Tamb
Der ankommende natürliche Luftmassenstrom ṁvent wird über das Produkt aus der Luftdichte
und dem Volumenstrom der Luft, der in den Luftkanal eintritt und aus diesem austritt, berechnet.
Dieser Volumenstrom setzt sich aus wind- und auftriebsgetriebenen Strömen zusammen. CD und
CV sind feste Koeffizienten. g ist die Erdbeschleunigung. Die Werte der Windgeschwindigkeit
U∞ und der Umgebungstemperatur Tamb sind Outputs der jeweiligen Wetterdaten und Tcav ist
die Temperatur im Luftkanal. Im Falle einer höheren Umgebungstemperatur im Vergleich zu
Tcav werden diese Werte miteinander ausgetauscht. Ain entspricht der Öffnung des Luftstroms
und verändert sich mit der Größe des Luftspalts und der Breite des jeweiligen PV-Moduls.
– 40 –
Simulationen
∆HNPL beschreibt die Höhe von der Mitte der unteren Öffnung zum neutralen Druckniveau.
Im Falle eines vertikalen Luftspalts ist ∆HNPL gleich der halben Länge des Luftkanals und somit
des PV-Systems [38],[39].
Der Output ”Outlet flow rate” des jeweils unteren BiPV-Systems wird als Input ”Inlet flow
rate” des nächsthöheren Typs 567 gesetzt, sodass sich ein fortlaufender Luftstrom entlang der
gesamten PV-Anlage ausbreitet. Dieser Luftstrom entsteht zwischen der Gebäudehülle und der
Rückseite der PV-Module.
– 41 –
Simulationen
4.3.
Simulationsergebnisse
Mithilfe von TRNSYS wurden zwei verschiedene Gebäudetypen entwickelt und ausgearbeitet,
um BiPV-Systeme simulieren zu können. Die Gebäudearten sind für unterschiedliche Einsatzbereiche insbesondere in Bezug auf die Bedürfnisse der sich darin befindenden Personen und der
Gebäudestruktur ausgelegt. Einerseits erlaubte die Simulation die Gebäude auf die Installation
von BiPV-Systemen hin zu untersuchen. Auf der anderen Seite konnten verschiedene Parameter
geprüft werden, die das Verhalten eines BiPV-Systems teils signifikant beeinflussen können. Das
Ziel der Simulationen war es, die Parameter zur Maximierung der Energiegeneration hin zu
optimieren. Darüber hinaus wurde der Wärmebedarf eines Gebäudes mit und ohne installierte
PV-Module ermittelt und verglichen. Für das Bürogebäude mit elektrischer Kühlung kam die
Bestimmung des Kühlbedarfs hinzu. Abschließend wurde eine grobe Kostenanalyse einer PVAnlage, installiert an dem Bürogebäude, aufgestellt.
Während der Simulation des Wohngebäudes kamen die drei vorab angesprochenen PV-Systeme
zum Einsatz. Der Luftspalt zwischen den Modulen und der Hausfassade wurden in einem Rahmen von einem Millimeter bis zu 200 Millimetern variiert. Die Photovoltaikanlage erstreckt
sich über vier Stockwerke, was einer Länge von 10,8 Metern entspricht. Zusätzlich wurde das
Leistungsverhalten in Abhängigkeit von der Luftspaltgröße von BiPV-Systemen, die über die
Länge von drei Wohnungen hin installiert wurden, untersucht. Diese zusätzlichen Simulationen
dienen dem Vergleich einer optimierten Luftspaltgröße.
Im Hinblick auf die Bürogebäudesimulation waren die Länge des PV-Systems entlang der Gebäudehülle sowie die Wahl des Luftspalts die variablen Parameter. Vier verschiedene Anlagenlängen
von 2,7 Metern bis zu 10,8 Metern wurden getestet. Die Tiefe des Luftspalts variierte in einem
Rahmen zwischen 10 Millimetern und 150 Millimetern.
Um die Simulationen sowie die Vergleichbarkeit zwischen den Ergebnissen zu vereinfachen
sind die betroffenen thermischen Zonen in kompletter Länge mit PV-Anlagen bedeckt - ohne
Berücksichtigung der tatsächlichen Länge der Module. Die Durchführung beider Simulationen basiert auf den Wetterdaten von Bolzano und Leipzig. Die Gebäudehülle, an welcher die
BiPV-Anlage installiert ist, ist Richtung Süden ausgerichtet. Der Wärme- sowie der Kühlbedarf
der Gebäude ist in Kilowattstunden pro Jahr angegeben. Es wird davon ausgegangen, dass die
benötigte Energie durch elektrischen Strom bereitgestellt wird.
– 42 –
Simulationen
Eine einfache Art PV-Systeme untereinander vergleichbar zu machen, ist die Verwendung
des effektiven Energieertrags, welcher über das Verhältnis aus Energiegeneration und installierter
Kapazität in Kilowattstunden pro Kilowatt Peak (kWh/kWp) definiert ist. Die installiere Kapazität Pinst ist das Produkt aus dem Wirkungsgrad eines gewählten Moduls mal der Fläche, die das
installierte System einnimmt. Gleichung 14 illustriert diese Relation.
Yf =
Eyear
Eyear
=
Pinst
η ∗A
(14)
Zusätzlich wurden die Performance Ratio sowie der Wirkungsgrad herangezogen, um zu untersuchen, wie effizient das installierte PV-System unter den jeweils gegeben Umständen arbeitet.
Wie Gleichung 11 in Abschnitt 3.3. zu entnehmen ist, berechnet sich die Performance Ratio über
das Verhältnis des jährlich generierten Stroms Eyear und der Referenzausbeute Yr .
Während der Auswertung der Ergebnisse wurde deutlich, dass die Jahresleistung innerhalb
der Simulationen unterschätzt wurde. Die jährliche Energiegeneration, die durch TRNSYS angegeben wird, wird wesentlich durch Parameter, die auf optischen Verlusten basieren, reduziert. Die
angenommene Reduktion wurde wahrscheinlich als zu hoch angesetzt. Da die Performance Ratio
und der Energieertrag über die jährliche Energieerzeugung berechnet werden, sind diese ebenfalls
betroffen. Im Gegensatz dazu wird der angegebene Wirkungsgrad der Systeme nicht beeinflusst,
da dieser Wert direkt und ohne Berücksichtigung dieser Parameter durch TRNSYS ermittelt wird.
Diese Umstände müssen bei der Betrachtung und Bewertung der Resultate beachtet werden.
Doch da der Effekt konstant in allen untersuchten Fällen auftritt, beeinflusst die Reduktion der
Werte die Möglichkeit des Vergleichs der Ergebnisse untereinander nicht.
– 43 –
Simulationen
4.3.a)
Ergebnisse und Diskussion - Wohngebäude
Wie vorab dargelegt, lag der Schwerpunkt in diesem Teil der Simulationen auf der Untersuchung
verschiedener PV-Technologien an einer exemplarischen Wohngebäudewand und deren Verhalten
in Abhängigkeit von dem Abstand zur Gebäudefassade. Dabei wurde insbesondere der Einfluss
des Temperaturkoeffizienten auf das Verhalten der Systeme untersucht.
Bei der Simulation der Wohngebäude wurde aufgrund der verschiedenen Abmessungen der gewählten PV-Systeme eine unterschiedliche Anzahl an Modulen installiert. Dies und die verschiedenen Wirkungsgrade der betrachteten PV-Technologien führen zu unterschiedlichen Mengen an
installierter Kapazität. Dabei gilt: Je höher die installierte Kapazität, desto höher ist die jährliche
Energieproduktion durch die Photovoltaikmodule.
Während der Optimierung der Parameter wurde der PV-Anlagenteil, welcher entlang des Treppenhauses installiert ist, vernachlässigt. Da dieser Teil eine im Unterschied zu den an der
Wohnungsfassade angebrachten Modulen konstante Länge hatte, beeinflusst die Berücksichtigung die Resultate bei der Untersuchung des optimierten Luftspaltwerts. Die Einbeziehung
dieser Ergebnisse würde demnach das Gesamtresultat verfälschen. Aus diesem Grund wurden
sie in der Berechnung nicht mit einbezogen. Die Simulation dieses Anlagenteils war dennoch
von Bedeutung, um einerseits den thermischen Einfluss auf das Gebäude zu untersuchen und
andererseits den generierten Strom in die Gesamtbilanz miteinzubeziehen.
Tabelle 5: Wohngebäude - Simulationsergebnisse - Optimale Werte
Bolzano - PV entlang 4 Stockwerke (10,8 m)
PV-Modul
γ
Breite BiPV-
Installierte
Optimierter
η
Yf
Performance
(Technologie)
[%/K]
System [m]
Kapazität [kWp]
Luftspalt [mm]
[%]
[kWh/kWp]
Ratio [%]
Solbian (c-Si)
SGS 125 (CIS)
-0,43
-0,39
1,56
1,59
2,016
2,040
70
70
9,17
9,94
617,84
639,43
60,10
63,11
Onyx (a-Si)
-0,19
2,48
1,682
90
5,38
651,33
63,80
PV-Modul
(Technologie)
γ
[%/K]
Breite BiPVSystem [m]
Installierte
Kapazität [kWp]
Optimierter
Luftspalt [mm]
η
[%]
Yf
[kWh/kWp]
Performance
Ratio [%]
Solbian (c-Si)
-0,43
1,56
2,016
60
9,63
536,16
62,93
SGS 125 (CIS)
-0,39
1,59
2,040
70
10,02
543,25
64,15
Onyx (a-Si)
-0,19
2,48
1,682
90
5,36
549.50
64,36
Leipzig - PV entlang 4 Stockwerke (10,8 m)
– 44 –
Simulationen
Tabelle 5 zeigt einen Überblick der Ergebnisse der Wohngebäudesimulationen für Leipzig und
Bolzano. Die Breite des Luftspalts zwischen dem Gebäude und dem PV-System beeinflusst den
effektiven Energieertrag der entsprechenden Anlage. Unter optimierten Simulationsbedingungen
sind die Werte des jährlichen Energieertrages sowie der Performance Ratio gelistet. Darüber
hinaus sind in der Tabelle die zugehörigen Größen des Luftspalts, die Systemeffizienz und die
Eigenschaften der installierten BiPV-Systeme niedergeschrieben.
Es wurde erwartet, dass sich der Wert des Temperaturkoeffizienten γ der unterschiedlichen
PV-Typen in deren Verhalten widerspiegelt. Vermutlich arbeitet das jeweilige PV-System unter
höheren Temperaturen umso effizienter, je niedriger der Koeffizient ist [40]. Diese Annahme hat
sich bestätigt. Je niedriger der Temperaturkoeffizient ist, desto effektiver arbeiten die PV-Module.
Dieser Umstand ist anhand der Werte des effektiven Energieertrages Y f zu erkennen.
Die Unterschiede in den installierten Kapazitäten sind markant. Das System mit der größten
installierten Kapazitäten produziert jährlich die höchste Menge an elektrischem Strom. Bei
Betrachtung des effektiven Energieertrages fällt jedoch auf, dass die amorphen Siliziummodule
des Herstellers Onyx am effizientesten unter den gegebenen Bedingungen arbeiten. Dieser Sachverhalt ist an beiden Standorten aufgetreten.
Die Umgebungstemperatur in Leipzig liegt mit einem jährlichen Durchschnitt von 10,15◦C
ungefähr 2◦C unter der in Bolzano. Dennoch sind die Effizienzunterschiede zwischen den verschiedenen PV-Technologien auch in Leipzig deutlich sichtbar. Die jährliche Einstrahlung auf
einer vertikal nach Süden ausgerichteten Oberfläche summiert sich auf rund 1.054 kWh/m2
pro Jahr in Bolzano. Dieser Wert übersteigt den in Leipzig gemessenen um 165 kWh/m2 , was
sich in einer insgesamt höheren Leistungsausbeute für alle getesteten PV-Systeme in Bolzano
niederschlägt.
Auch der effektive Energieertrag hängt stark von der Einstrahlungsintensität ab. Das OnyxSystem produziert jährlich nahezu 100 kWh/kWp mehr, wenn es in Bolzano installiert ist. Beim
kristallinen Siliziumsystem von Solbian summiert sich diese Differenz auf ungefähr 80 kWh/kWp.
Die Ergebnisse der verschiedenen Technologien spiegeln wider, dass die auf dem Standort basierenden Unterschiede mit durchschnittlich sinkenden Umgebungstemperaturen abnehmen.
Während sich die Differenz des effektiven Energieertrags zwischen der Solbian-Anlage und
dem System von Onyx auf immerhin 33,5 kWh/kWp in Bolzano beläuft, liegt dieser Wert bei
nur 13,3 kWh/kWp in Leipzig. Der Grund ist die geringere Jahresdurchschnittstemperatur in
Leipzig. Die Eigenschaften von PV-Modulen mit einem niedrigeren Temperatur-Koeffizienten
– 45 –
Simulationen
werden hauptsächlich durch die Höhe der Bestrahlung beeinflusst. Die Ursache stellt die geringere Temperaturabhängigkeit dar. PV-Module mit höheren Temperaturkoeffizienten, in dem hier
betrachteten Fall die der Hersteller Solbian und SGS, profitieren von niedrigeren Umgebungstemperaturen. Diese Tatsache wird durch die in Leipzig ermittelten höheren Wirkungsgrade deutlich.
Im Gegensatz dazu bleibt die Effizienz der auf amorphem Silizium basierenden Onyx-Module
unter verschiedenen klimatischen Bedingungen nahezu konstant.
Im Unterschied zum Energieertrag ist die Performance Ratio (PR), unabhängig von der Wahl
der PV-Technologie, stark abhängig von der Arbeitstemperatur des jeweiligen PV-Systems und
von dem temperaturabhängigen Verhalten der Module. Die PR hängt nicht von der Intensität
der Sonneneinstrahlung ab. Das liegt daran, dass sowohl der Wert der Stromproduktion als auch
der des Referenzertrages von der Einstrahlung an einem entsprechenden Standort abhängen und
sich diese dadurch gegenseitig aufheben. Aus diesem Grund werden die Unterschiede zwischen
den in Tabelle 5 gezeigten Werte unter verschiedenen klimatischen Bedingungen mit einem
abnehmenden Temperaturkoeffizienten geringer. Die Performance Ratio des Solbian-Systems
ist in Leipzig mit 62,93% fast drei Prozent höher im Vergleich zu Bolzano, während sich der
Unterschied für die Onyx-Anlage auf nur 0,5% beläuft.
Abbildung 21: Wohngebäude - Bolzano - Performance Ratio
Abbildung 21 zeigt die Graphen der stündlichen PR für die drei untersuchten PV-Systeme über
das Jahr hinweg in Bolzano. Gleichung 15 illustriert, wie sich dieser Wert berechnet:
PR =
Ehour
Hhour ∗Pinst
GSTC
– 46 –
(15)
Simulationen
Die stündliche Stromproduktion Ehour wird durch das Verhältnis zwischen dem Referenzertrag
und der Einstrahlung unter STC-Bedingungen, welche einem Wert von 1000 W/m2 entspricht,
geteilt. Der Referenzertrag ist das Produkt aus der stündlichen Einstrahlung pro Quadratmeter
Hhour und der installierten Kapazität.
Bei Betrachtung des Verlaufs des Graphen, der die Performance Ratio des Solbian-Systems
darstellt, wird deutlich, wie effizient dieses im Winter arbeitet und wie stark der Wert in den
heißen Monaten des Jahres abnimmt. Je kälter es ist, umso weniger wirkt sich die Temperatur auf
die Leistung des Moduls aus und desto mehr bestimmt der Wirkungsgrad das Systemverhalten.
Im Vergleich zu den Solbian-Modulen sind die des Herstellers SGS weniger von hohen Temperaturen beeinflusst. Eine nur relativ geringe Abnahme der PR ist während der Sommermonate zu
verzeichnen.
Besonders in der Zeit zwischen Mai und September wird der Vorteil des auf amorphem Silizium
basierenden Onyx-Systems deutlich. Anhand des leichten Anstiegs des Graphen ist zu sehen,
dass es von den vorherrschenden Wetterbedingungen in dieser Zeit sogar ein wenig profitiert.
Der Graph für Leipzig ist in Anhang III zu finden. In beiden untersuchten Standorten trat derselbe
Effekt auf. Die Trends sind in Leipzig etwas weniger deutlich, da die Umgebungstemperatur
im Vergleich zu Bolzano weniger hohe Temperaturen erreicht. Zusammenfassend kann gesagt
werden, dass sowohl die PR als auch der effektive Energieertrag eines Systems von niedrigen
Temperaturkoeffizienten profitieren, vor allem in klimatischen Zonen mit hohen Temperaturen.
In kälteren Monaten ist darüber hinaus die Performance Ratio bei kristallinen Siliziummodulen
höher, da diese dann effizienter arbeiten.
Abbildung 22: Wohngebäude - Solbian-System - Verhältnis: Energieertrag & Luftspalt
– 47 –
Simulationen
Im Folgenden wird auf die Abhängigkeit des effektiven Energieertrags von der Wahl des Luftspalts eingegangen. Wie Tabelle 5 zeigt, ist der Wert des effektiven Energieertrags am geringsten,
wenn für die BiPV-Installation die monokristallinen Siliziummodule von Solbian benutzt wurden.
Abbildung 22 zeigt die Abhängigkeit des Energieertrages dieser Anlage bezogen auf die Größe
des Luftspalts, welcher in einem Bereich von 30 mm bis 200 mm variiert. Die Graphen verbildlichen die Ergebnisse unter Berücksichtigung beider Standorte für zwei unterschiedliche
Anlagenlängen. Die gestrichelten Linien zeigen den Energieertrag des PV-Systems, das über
drei Wohnungen hinweg (entspricht 8,1 Meter) installiert wurde. Die durchgezogenen Linien
illustrieren den primär untersuchten Fall einer Anlagenlänge von 10,8 Metern.
Der effektive Energieertrag ist aufgrund der stärkeren Sonneneinstrahlung höher in Bolzano.
Die jährliche Produktion elektrischen Stroms beläuft sich unter optimierten Bedingungen auf
1.245,56 kWh. Der Wert für Leipzig beträgt 1.080,89 kWh. Die auf unterschiedlichen Parametern beruhenden Funktionen zeigen ähnliche Trends, wobei sich die jeweiligen Optima leicht
voneinander unterscheiden.
Im Falle eines 10,8 m langen Systems, welches in Bolzano installiert ist, erreicht die Energiegeneration ein Maximum unter einer eingestellten Luftspaltenbreite von 70 mm, während
dieser Wert unter Berücksichtigung der Wetterdaten von Leipzig 60 mm beträgt. Weicht die
Breite des Luftspalts von dem Optimum ab, so sinkt der Energieertrag. Die Schwankungen
sind jedoch relativ klein. Die in der Grafik dargestellte Verminderung beläuft sich auf rund
0,3%. Der ungünstigste Fall tritt bei einer zu nahen Modulinstallation an dem Gebäude auf.
Wird ein in Bolzano betrachtetes 10,8 Meter langes System in einem Abstand von 1 mm zu der
Gebäudehülle installiert, fällt der effektive Energieertrag um rund 2,5% von 618,8 kWh/kWp
auf 602,5 kWh/kWp. Die prozentualen Unterschiede treten unabhängig vom Ort auf und sind
damit fast identisch für eine simulierte Anlage in Leipzig. Der optimale Abstand zwischen einem
angebrachten PV-System mit einer Länge von 8,1 Metern und der Gebäudefassade liegt bei
50 mm - unabhängig von der Wahl des Standortes.
Der Graph des SGS-Systems zeigt einen ähnlichen Trend. Dieser Sachverhalt kann in Anhang III
in Abbildung 55 nachvollzogen werden. Bei einer Systeminstallation in einer Länge von 10,8 m
beträgt der optimale Abstand zum Gebäude für beide Standorte 70 mm.
Bei Betrachtung der Graphen der Onyx-Module ist zu erkennen, dass die Größe des Luftspalts
den Energieertrag zu einem geringen Maß beeinflusst. Abbildung 23 illustriert diesen Umstand. Der gewählte Abstand zwischen der BiPV-Installation und dem Gebäude beeinflusst die
– 48 –
Simulationen
Arbeitstemperatur der jeweiligen Module unter den gegebenen klimatischen Bedingungen. Da
amorphe Siliziumsolarzellen weniger von der Temperatur abhängen, wird die Energieausbeute
des Onyx-Systems in einem geringeren Maße beeinflusst. Der ungünstigste Fall ist ebenfalls eine
Luftspaltgröße von einem Millimeter. Die Verminderung für Bolzano ergab 1,2%. Sie sank von
651,3 auf 643,2 kWh/kWp. Es ist ebenfalls sichtbar, dass die Kurven in beide Richtungen weniger
steil abfallen. Insgesamt zeigt sich, dass der Energieertrag Y f der Onyx-Anlage weniger durch
eine Änderung der Luftspaltengröße aufgrund des vorteilhaften PV-Verhaltens unter erhöhten
Temperaturen beeinflusst wird.
Abbildung 23: Wohngebäude - Onyx-System - Verhältnis: Energieertrag & Luftspalt
Wie erwähnt bestimmt die Zelltemperatur die Leistung eines PV-Systems an einem gewählten
Standort. Das PV-Verhalten hängt zu einem großen Teil von dem Temperatur- und Wärmeaustausch in dem Luftspalt ab. In dem vertikalen Abstand zwischen der PV-Anlage und der
Gebäudewand wird ein Kamineffekt erzeugt. Der windangetriebene und thermische Auftrieb
bewirkt ein Temperaturgefälle in dem Spalt, das mit der Höhe des Gebäudes zunimmt. Eine optimierte Temperaturverteilung führt unmittelbar zu besseren Arbeitsbedingungen der Solarzellen
und zu einer dadurch erhöhten Effizienz.
Abbildung 24 illustriert die durchschnittliche Zelltemperaturverteilung entlang des Luftspalts
zwischen dem 10,8 Meter langen Solbian-System und dem Wohngebäude bedingt durch die
Wahl des Abstandes. Die Verteilung erstreckt sich vom untersten Modul bis zum oberen Ende der
Anlage. Es wurden gemittelte Werte über das Jahr hinweg verwendet ohne Berücksichtigung der
Nächte. Für beide Standorte wird die Temperaturverteilung für drei unterschiedliche Luftspaltengrößen gezeigt. Als Abstand wurde jener gewählt, unter dem die Leistung einen Maximalwert
erreichte sowie Abstände von 10 mm und 150 mm. Die durchgezogenen Linien repräsentieren
Bolzano, die gestrichelten Leipzig.
– 49 –
Simulationen
Abbildung 24: Wohngebäude - Solbian-System - 10,8 m - TVerteilung im Luftspalt
Für beide untersuchten Standorte ist ersichtlich, dass sich die Temperaturkurven abhängig von
der Größe des Luftspalts ähnlich verhalten. Der Graph des SGS-System ist in Anhang III abgebildet und der der Onyx-Anlage in Abbildung 25. Der Anstieg der Temperaturkurve wird
umso steiler, je kleiner der Luftspalt ist. Obwohl der Wert der Temperatur in einem schmalen
Spalt am Einlass niedriger ist, wird dieser im Vergleich zu den anderen Graphen höher am
Ausgang. Bei ausschließlicher Betrachtung des untersten Teils des PV-Systems arbeitet dieser
effizienter bei einer direkten Installation an der Gebäudehülle. Doch über die gesamte Länge der
Anlage führt die nicht-optimale Temperaturverteilung zu einem signifikanten Leistungsabfall.
Dies ist ein Grund, warum der Energieertrag höher für kürzere Module ist, was sich auch in
Abbildung 22 widerspiegelt. Der Temperaturanstieg entlang kürzerer Systeme ist geringer. Aus
diesem Grund arbeiten kleinere PV-Anlagen effizienter bei Betrachtung des Energieertrages.
Auch der optimale Abstand zum Gebäude ist niedriger, weil, wie bereits erwähnt, ein kleinerer
Luftspalt zu einer geringeren Temperatur am Einlass führt. Somit gilt: Der absolute Anstieg
der Temperatur wird umso kleiner, je kürzer das PV-System ist. Die Beziehung zwischen dem
Abstand des PV-Systems zum Gebäude und dessen Länge wird genauer in Abschnitt 4.3.b)
diskutiert.
Auch wenn die Breite des Luftspalts als zu groß angesetzt wurde, hat das negative Folgen für
das Verhalten der PV-Module. Die Zelltemperatur am unteren Ende der Anlage ist bereits zu
hoch und die Leistung dadurch zu niedrig. Aus diesem Grund sollte die Größe des Luftspalts
so gewählt sein, dass der Luftstrom, der sich innerhalb des Spalts ausbildet, dass installierte
PV-System kühlt. So wird eine vorteilhafte Zelltemperaturverteilung gewährleistet.
– 50 –
Simulationen
Der Graph der Onyx-Installation ist in Abbildung 25 dargestellt. Es ist erkennbar, dass der
Temperaturgradient der Onyx-Anlage im Vergleich etwas höher ist. Da bei der Betrachtung
eines Standortes der Wert der Umgebungstemperatur konstant ist, sind diese Differenzen auf
die Menge an absorbierter Strahlung und die Stärke des Luftstroms im Spalt zurückzuführen.
Zum einen ist das Onyx-System breiter. Aus diesem Grund trifft eine höhere Menge der Sonneneinstrahlung auf die Module, was die höheren Zelltemperaturen begründet. Die über das Jahr
ermittelte Arbeitstemperatur des Onyx-Systems ist im Vergleich mit 17 ◦C in Leipzig und 19,2◦C
in Bolzano höher. Die Temperatur über die gesamte Anlage hinweg variiert im Vergleich zu den
anderen System zwischen 0,5 ◦C und 1 ◦C. Dieser Sachverhalt ist in Abbildung 25 zu sehen.
Abbildung 25: Wohngebäude - Onyx-System - 10,8 m - TVerteilung im Luftspalt
Des Weiteren vergrößert ein breiteres System die Größe der Öffnung des Luftspalts. Ein größerer
Lufteinlass erhöht den Auftriebseffekt und dadurch die Wärmeübertragung mit ansteigender
Höhe. Aus diesem Grund ist der beobachtete Temperaturanstieg entlang des Luftspalts bei
Verwendung des Onyx-Systems ein wenig steiler. Die SGS-BiPV-Anlage ist bei Betrachtung des
Temperaturverhaltens sehr ähnlich zu der von Solbian. Die optimalen Arbeitsbedingungen für
kristalline Solarzellen sind entsprechend der Beobachtungen ein kühles Klima gepaart mit einer
möglichst hohen Einstrahlung.
Die nachfolgenden Graphen bilden die Abhängigkeit der einzelnen Systemleistungen von der
PV-Temperatur ab. Abbildung 26 zeigt die Profile der gemittelten PV-Temperatur und des zugehörigen stündlichen Energieertrages für einen Zeitraum von zwei Tagen im Februar. Die Graphen
entsprechen denen der drei untersuchten PV-Systeme mit einer eingestellten Luftspaltengröße
von 70 mm. Dasselbe wurde für zwei Tage im Juli durchgeführt, wie in Abbildung 27 zu sehen
ist. Auf der primären y-Achse ist der effektive Energieertrag, der mit durchgezogenen Linien
– 51 –
Simulationen
gekennzeichnet ist, in Watt pro Watt Peak zu erkennen. Die gestrichelten Linien illustrieren die
Temperaturkurven und sind auf der sekundären y-Achse sichtbar.
Bei Betrachtung der Graphen zeigt sich, dass sich die einzelnen Kurventrends ähnlich bewegen.
Dieser Sachverhalt verdeutlicht, dass sowohl der erzeugte Strom als auch die Arbeitstemperatur
der PV-Module mit steigender Sonneneinstrahlung zunehmen. Darüber hinaus ist zu sehen, dass
die auf die Module treffende Einstrahlung und die damit verbundene Aktivierung des photovoltaischen Materials diese erwärmt.
Ein anderes Temperaturverhalten ist in den Nächten zu beobachten. Bei Betrachtung der Kurven
im Juli ist erkennbar, dass die Modultemperatur aufgrund der Kühlwirkung der Luftströmung im
Spalt unter die Umgebungstemperatur abfällt. Im Gegensatz dazu ist diese im Februar höher, da
das Gebäude warme Luft aus dem Inneren abstrahlt. Ein Teil wird von dem PV-System absorbiert.
Abbildung 26: Wohngebäude - Bolzano - Abhängigkeit Y f zu TPV Februar
Abbildung 27: Wohngebäude - Bolzano - Abhängigkeit Y f zu TPV Juli
– 52 –
Simulationen
Bei Betrachtung der Graphen wurde die höchste Menge an stündlich produzierter Energie im
Februar beobachtet. Diese Stelle wurde mit einem roten Kreis in Abbildung 26 markiert. Dieser Sachverhalt ist auf zwei Dinge zurückzuführen. Erstens führen, wie im Vorangegangenen
erläutert, niedrige Temperaturen gepaart mit einer hohen Sonneneinstrahlung zu optimierten
Arbeitsbedingungen. Die PV-Temperatur der verschiedenen Systeme lag bei 24 ◦C beziehungsweise 18 ◦C, während die Zelltemperatur unter einem solaren Maximum im Juli Werte von 30 ◦C
erreichte.
Die zweite Ursache stellt der Winkel der BiPV-Installation dar. Im Winter ist die Position der
Sonne am Himmel aufgrund des jährlichen Sonnenlaufs niedriger als im Sommer. Der Einfallswinkel bei höchstem Sonnenstand ist aus diesem Grund besser geeignet für fassadenintegrierte
PV-Systeme, die in der Regel in einem Winkel von 90◦ ausgerichtet werden. Deswegen trifft ein
höherer prozentualer Anteil der Gesamtmenge der Sonnenstrahlung auf das installierte Solarsystem. Dieser Umstand führt zu einer maximalen Einstrahlung von 600 W/m2 in Modulebene
im Februar, während im Juli nur ein Wert von 400 W/m2 erreicht wird. Der hier betrachtete
Sachverhalt ist über das gesamte Jahr beobachtbar.
Somit kann festgestellt werden, dass die maximalen Einstrahlungswerte auf der Modulebene in
den kälteren Monaten des Jahres höher sind. Abbildung 28 veranschaulicht diese Erkenntnisse.
Sie bildet die solare Einstrahlung auf einer in 90◦ geneigten Ebene, die in Bolzano Richtung
Süden ausgerichtet ist, ab. Der entsprechende Graph unter Verwendung der Wetterdaten von
Leipzig ist in Anhang III zu finden.
Die höchsten Einstrahlungswerte konnten im Zeitraum zwischen Oktober und März verzeichnet
werden. Die maximale Einstrahlung erreicht Werte von bis zu 900 W/m2 . Die höchste gemessene
Einstrahlung im Sommer liegt bei ungefähr 600 W/m2 . Die Differenz hinsichtlich der Einstrahlungsintensität wurde in geringerem Maße auch in Leipzig registriert.
Anhand der Abbildungen 26 und 27 ist zu erkennen, dass sich die Temperaturverläufe der
untersuchten PV-Technologien ähnlich zueinander bewegen. Der effektive Energieertrag der
einzelnen Module ist nahezu gleich bei Betrachtung der Werte im Februar, da diese unter kühlen
klimatischen Bedingungen nicht negativ durch Wärme beeinflusst werden. Im Juli verhält es
sich anders. Durchschnittliche Zelltemperaturen von 21 ◦C mit Spitzen über 30 ◦C wirken sich
in größerem und unterschiedlichem Maße auf die einzelnen verwendeten Technologien aus.
Während das Onyx-System, welches aus amorphen Siliziumzellen besteht, effizient unter einer
hohen Bestrahlungsstärke gepaart mit hohen Temperaturen arbeitet, sinkt die relative Leistung
– 53 –
Simulationen
der SGS-Anlage leicht mit ansteigender Temperatur. Die Solbian-Module arbeiten unter diesen
Bedingungen am ineffizientesten.
Trotz dessen liegt die jährliche Gesamtleistung des Solbian-Systems aufgrund der installierten
Kapazität über der des Onyx-Systems. In Bolzano liegt die Stromerzeugung bei 1.095,59 kWh pro
Jahr, in Leipzig summiert sich dieser Wert auf 924,3 kWh. Unter Verwendung des SGS-Systems
erreichte das Verhältnis zwischen installierter Kapazität und dem effektiven Energieertrag ein
Optimum mit jährlich generierten 1.304,71 kWh in Bolzano und 1.108,47 kWh in Leipzig.
Abbildung 28: Bolzano - Solare Einstrahlung - Modulwinkel 90◦ - Südausrichtung
Aufgrund der deutlich höheren Anzahl an Sonnenstunden in den wärmeren Monaten des Jahres
sind die PV-Systeme über einen längeren Zeitraum pro Tag aktiv. Die Kombination zwischen der
höheren Umgebungstemperatur und der Absorption solarer Strahlung erhöht die Zelltemperatur
und verringert somit den Energieertrag, beziehungsweise die Performance Ratio. Die vorteilhaften Arbeitsbedingungen im Winter führen demgegenüber zu einer effizienteren Energiegeneration
in den kälteren Perioden des Jahres. Zudem ist der eingestellte Modulwinkel besser geeignet für
den niedrigen Sonnenlauf im Winter. Dies und die höhere Anzahl an Sonnenstunden im Sommer
führen zu einer relativ gleichmäßigen Kapazitätsauslastung über das gesamte Jahr hinweg.
Abbildung 29 illustriert die Stromerzeugung eines 10,8 m langen Solbian-Systems, welches sich
in einem Abstand von 70 mm zur Gebäudefassade befindet, unter Verwendung der Wetterdaten
eines Jahres von Bolzano. Auf der primären y-Achse ist die stündliche Stromgeneration in
Kilowatt eingetragen, auf der sekundären deren Integration über das Jahr hinweg in Kilowattstunden. Der hier gezeigte Graph steht repräsentativ für alle untersuchten Fälle. Das zugehörige
Diagramm für Leipzig ist in Anhang III abgelegt.
– 54 –
Simulationen
Abbildung 29: Wohngebäude - Solbian - Bolzano - Jährliche Stromproduktion
Die über das Jahr hinweg integrierte Stromproduktion des Solbian-Systems in Abbildung 29
nimmt einen nahezu linearen Trend an. Die vorteilhaften Bedingungen und hohen Einstrahlungswerte im Winter führen zu einem leicht erhöhten Anstieg des Graphen zu Beginn und am Ende
des Jahres. Die hohe Anzahl an Sonnenstunden im Sommer trägt zusätzlich zu einer relativ
stetigen Stromerzeugung bei. Hier liegt ein großer Vorteil von fassadenintegrierten PV-Systemen.
Obwohl die jährliche Gesamtenergieproduktion von Anlagen, die in einem Winkel von 90◦
angebracht sind, niedriger ist als bei den Anlagen, die in einem geneigten Winkel installiert
sind, schwankt die Energieerzeugung bei ersteren weniger über das gesamte Jahr hinweg. Eine annähernd konstante Stromproduktion pro Tag vereinfacht zudem die Einspeisung in das
Netz. Eine ausgeglichenere Energiegeneration ist eine grundsätzliche Eigenschaft von vertikal
installierten PV-Systemen, welche in den hier untersuchten Breiten zum Einsatz kommen. Bei
Betrachtung der in Leipzig aufgenommenen integrierten Kurve schwankt diese weniger aufgrund
der ausgewogeneren Einstrahlung.
Bei der Untersuchung einer fassadenintegrierten PV-Anlage an einem Gebäude ist nicht nur die
Leistung des PV-Systems wichtig, sondern auch die Auswirkungen auf das Gebäude selbst. Die
Umwelteinflüsse auf die Gebäudeteile, welche mit einer PV-Anlage bedeckt werden, verändern
sich. Beispielsweise verringert sich die Menge des auf die Fassade treffenden Sonnenlichts. Auch
der Luftstrom entlang der Gebäudehülle ist betroffen. Diese Veränderungen wirken sich auf die
Menge der Energie aus, welche bereitgestellt werden muss um ein gewünschtes Raumklima
zu erzeugen. Ohne eine installierte PV-Anlage summiert sich dieser Wert auf 26.566 kWh pro
– 55 –
Simulationen
Jahr für ein Wohngebäude in Bolzano und auf 31.682 kWh in Leipzig. Diese Mengen dienen als
Referenz. Abbildung 30 zeigt, inwiefern sich die Werte durch die Installation der verschiedenen
PV-Systeme verändern, wenn diese in einer Länge von 10,8 m angebracht sind. Die entsprechenden Relativmengen sind für beide betrachteten Standorte angegeben.
Abbildung 30: Wärmebedarf bei BiPV-Installation an untersuchtem Wohngebäude
Die hier gezeigten Werte beziehen sich auf die Installation der Module in einem Abstand zu dem
Gebäude, unter welchem ein maximaler Energieertrag erreicht wurde. Es ist erkennbar, dass der
Wärmebedarf unter den gegebenen Umständen von der Installation eines BiPV-System profitieren kann. Bei Betrachtung der Solbian- sowie der SGS-Anlage verringert sich der Energiebedarf
verglichen mit dem Referenzfall.
Die zugehörigen Absolutwerte sind in Tabelle 6 zusammengefasst. Zusätzlich ist der absolute Wärmebedarf einer PV-Installation, die in einem Abstand von einem Millimeter und von
150 mm angebracht wurde, dargestellt. Beide Standorte sowie alle untersuchten PV-Anlagen
finden Berücksichtigung.
Tabelle 6: Wohngebäude - Wärmebedarf bei Installation eines 10,8 m langen PV-Systems
Wärmebedarf
ohne BiPV
Luftspalt
Bolzano
Leipzig
26.566 kWh/a
31.682 kWh/a
1 mm
Optimum
150 mm
1 mm
Optimum
150 mm
SolbianFlex CV70
25.656 kWh
25.677 kWh
25.678 kWh
29.618 kWh
29.682 kWh
29.685 kWh
SGS-PowerMax
25.704 kWh
25.727 kWh
25.728 kWh
29.672 kWh
29.735 kWh
29.740 kWh
Onyx PowerSmart
26.753 kWh
26.821 kWh
26.823 kWh
31.827 kWh
31.975 kWh
21.983 kWh
– 56 –
Simulationen
Es ist zu sehen, dass der Wärmebedarf bei der Installation des Solbian-Systems am stärksten abnimmt. Die Menge möglicher einzusparender Energie ist im Fall der Installation der SGS-Anlage
vergleichsweise nahezu identisch. Demgegenüber ist ein leichter Anstieg bei Betrachtung der
Werte der Onyx-Module zu verzeichnen. Des Weiteren zeigt sich, dass die Variation der Größe
des Luftspalts nur einen marginalen Effekt hat. Je näher das System am Gebäude installiert
ist, umso niedriger wird der erforderliche Bedarf an zugeführter Energie. Berücksichtigt man
ausschließlich den Wärmebedarf eines Gebäudes, so sollte der gewählte Abstand so niedrig wie
möglich sein.
Entlang der Gebäudefassade installierte BiPV-Anlagen beeinflussen die bedeckte Oberfläche
auf verschiedene Arten. Die auf das Gebäude treffende Menge an Sonneneinstrahlung und die
sich dadurch entwickelnde Aufheizung der Wand verringert sich. Das installierte System wirkt
als eine Art Schutzschicht in Bezug auf hohe wie auch niedrige Umgebungstemperaturen. Der
Kamineffekt, der sich innerhalb des Luftspalts ausbreitet, erzeugt eine Luftströmung entlang des
Gebäudes. Abhängig von der Stärke des aufsteigenden Stroms erhöht oder erniedrigt es die Temperatur im Luftkanal. Die Eigenschaften des Solbian-Systems stellen einen guten Kompromiss
zwischen Abdeckungs- und Schutzschicht dar.
Im Gegensatz dazu wird im Falle der Installation des Onyx-Systems eine größere Menge an
elektrischer Energie benötigt, um ein erwünschtes Raumklima zu erzeugen. Dies ist primär
auf die größere Fläche zurückzuführen, die das Modulsystem abdeckt. Zum einen trifft eine
geringere Menge an ankommender energiereicher Sonnenstrahlung auf das Gebäude. Zweitens
erhöht ein breiterer Luftspalt die Strömungsgeschwindigkeit zwischen dem Gebäude und der
PV-Anlage. Die Strömungsrate des Auftriebs ist im Vergleich zu den anderen Systemen so hoch,
dass die Außenwand des Gebäudes und damit der angrenzende Innenraum zusätzlich gekühlt
werden. Aus diesem Grund wird eine größere Menge an zugeführter Energie benötigt, um die
gewünschten klimatischen Bedingungen zu gewährleisten.
Im folgenden wird der Wärmebedarf der Wohngebäudesimulation betrachtet. Abbildung 31
zeigt den stündlichen Wärmebedarf in Kilowatt für den Referenzfall in Leipzig sowie für das
simulierte Wohngebäude mit angebrachtem Solbian-System. Zusätzlich ist die Differenz beider
Kurven sowie der integrierte Wärmebedarf über das Jahr für den Fall einer PV-Installation
aufgetragen.
– 57 –
Simulationen
Die Heizung wird im Sommer nicht benötigt. Im Winter nehmen die abgebildeten Kurven
nahezu den gleichen Verlauf an. Es ist zu sehen, dass der Wärmebedarf bei der Installation
des Solbian-Systems vor allem im Frühling und im Herbst zurückgeht. Die Profile differieren
primär im April sowie im September und Oktober voneinander. In dieser Zeit des Jahres wird
die Heizung vor allem während der Morgenstunden und am Abend benötigt.
Abbildung 31: Wohngebäude - Leipzig - Stündlicher Wärmebedarf
Tagsüber werden die Solarmodule von der Umgebungstemperatur und der auf die Systeme
auftreffenden Sonneneinstrahlung aufgeheizt. Ein Teil der produzierten Wärme wird wiederum
emittiert und von der Gebäudehülle absorbiert, durch die ein kleinerer Teil in das Innere eindringt. Dies ist ein Effekt, der zur Einsparung des Gesamtwärmebedarfs beiträgt. Dieser Effekt
ist ebenfalls bei der Simulation des Gebäudes, an welchem das Solbian-System installiert ist,
unter Verwendung der Wetterdaten von Bolzano ersichtlich. Der entsprechende Graph ist in
Anhang III niedergelegt.
Bei der Untersuchung des Solbian-Systems zeigte sich auch, dass die Variation des Luftspalts den
Wärmebedarf nur in einem geringen Ausmaß beeinflusst. Die Werte zwischen dem optimalen
und dem schlechtesten untersuchten Fall differieren maximal um 0,3%. Die Werte der restlichen
Konfigurationen liegen dazwischen, was bedeutet das der Wärmebedarf unabhängig von der Wahl
des Luftspalts durch die Installation sinkt. Die Beobachtungen stehen repräsentativ für beide
Standorte. Da die Breite des Luftspalts der ausschlaggebende Faktor für die Energieeinsparung
ist, treten ähnliche Werte bei dem untersuchten SGS-System, wessen Modulbreite nur leicht von
der der Solbian-Anlage differiert, auf. Ein minimaler Luftspalt ist in allen untersuchten Fällen
– 58 –
Simulationen
die beste Lösung in Bezug auf den Wärmebedarf. Bei Betrachtung des Onyx-Systems beeinflusst
die Wahl des Abstandes der Anlage zum Gebäude den Wärmebedarf in einem größeren Maße.
Dies ist zurückzuführen auf den stärkeren, sich entwickelnden Luftstrom.
Das Problem bei einem zu niedrig gewählten Luftspalt ist die vorherrschende Zelltemperatur.
Diese steigt mit einer abnehmenden Spaltgröße, was sich nachteilig auf das Leistungsverhalten
auswirkt. Zudem führt eine erhöhte durchschnittliche Betriebstemperatur zu einem beschleunigten Degradationseffekt [9]. Aus diesem Grund sollte die PV-Temperatur möglichst niedrig
gehalten werden, insbesondere bei Verwendung von kristallinen Siliziumsolarzellen.
Tabelle 7: Wohngebäude - Einfluss eines installierten BiPV-Systems auf die Gesamtbilanz
Bolzano
Referenz
Solbian
SGS
Onyx
26.566 kWh
25.677 kWh
25.727 kWh
26.821 kWh
Energieproduktion
0 kWh
3.762 kWh
3.879 kWh
2.613 kWh
Energiebedarf
0 kWh
4.651 kWh
4.720 kWh
2.358 kWh
Einsparungen
0%
17,51%
17,77%
8,88%
Wärmebedarf
Leipzig
Referenz
Solbian
SGS
Onyx
31.682 kWh
29.682 kWh
29.735 kWh
31.975 kWh
Energieproduktion
0 kWh
3.264 kWh
3.295 kWh
2.205 kWh
Energiebedarf
Einsparungen
0 kWh
0%
5.264 kWh
16,62%
5.242 kWh
16,55%
1.912 kWh
6,03%
Wärmebedarf
Tabelle 7 zeigt einen Überblick über die möglichen Auswirkungen einer simulierten fassadenintegrierten PV-Anlage auf den Wärmebedarf des untersuchten Gebäudes. An dieser Stelle sei zu
erwähnen, dass die jährliche Energieproduktion in Tabelle 7 ungleich der vorab erwähnten ist,
da der generierte Strom des Anlagenteils, welcher an dem Treppenhaus installiert wurde, mit
inbegriffen ist. Der Wärmebedarf der einzelnen untersuchten Fälle ist sowohl für Bolzano als
auch für Leipzig angegeben. Die PV-Systeme wurden mit einem Abstand zum Gebäude, der dem
Maximum des Energieertrags entspricht, simuliert. Darüber hinaus sind die möglichen jährlichen
Einsparungen in Absolut- und Relativwerten angegeben. Diese beziehen die Annahme ein, dass
der generierte Strom vollständig verwendet wurde, um einen Teil des Wärmebedarfs zu decken.
Es ist sichtbar, dass der Strom, welcher benötigt wird, um ein bestimmtes Raumklima zu liefern,
in allen Fällen sinkt. Aufgrund der geringsten jährlichen Stromproduktion sowie der nachteiligen
– 59 –
Simulationen
Bedingungen innerhalb des Gebäudes bietet das Onyx-System das niedrigste Einsparpotential.
Relativ betrachtet werden die höchsten Einsparungen in Bolzano bei Verwendung der SGSAnlage erreicht. Bei der Untersuchung der gewonnenen Resultate in Leipzig bietet das kristalline
Siliziumsystem von Solbian die größten Einsparmöglichkeiten. In Absolutwerten führt die Installation dieser Anlage zu einer möglichen jährlichen Energieeinsparung von 5.264 kWh. Die
realen Einsparungen könnten eventuell noch höher sein, da die in TRNSYS simulierten Werte
aufgrund optischer Parameter weiter reduziert worden sind.
– 60 –
Simulationen
4.3.b)
Ergebnisse und Diskussion - Bürogebäude
Der folgende Abschnitt befasst sich mit der Auswertung von BiPV-Systemen, welche entlang
der Fassade des Bürogebäudes simuliert wurden.
Im Vergleich zum vorab diskutierten Fall ist das PV-System nicht nur entlang der Mauer, sondern
auch vor einem verglasten Teil der Fassade positioniert. Das erlaubt die Nutzung einer größeren
Fläche der Gebäudehülle. Bei der Durchführung der Simulationen fanden ausschließlich die
Module von Solbian Verwendung, da die darin verwendete Technologie kristalliner Siliziumsolarzellen den Markt dominiert. Es wurden zwei Anlagenteile an der Fassade angebracht, wie in
der Abbildung 32 in Abschnitt 4.2.b) zu sehen ist. Deren simulierte Flächen variierten zwischen
8,42 m2 und 33,7 m2 . Die Systeme wurden ausschließlich in der Anlagenlänge verändert. Dabei
wurde der Einfluss der Größe des optimalen Luftspalts untersucht. Wiederum dienten Leipzig
und Bolzano als Simulationsstandorte.
Tabelle 8: Bürogebäude - Simulationsergebnisse - Optimale Werte
Bolzano - Solbian
Länge BiPV-
Installierte
Optimaler
System [m]
Kapazität [kWp]
Luftspalt [mm]
2,7
2,016
40
9,20
622,03
59,04
1.254
5,4
4,032
60
9,19
620,18
58,88
2.501
8,1
6,048
80
9,18
618,92
58,74
3.743
10,8
8,064
100
9,17
617,97
58,65
4.983
Länge BiPV-
Installierte
Optimaler
System [m]
Kapazität [kWp]
Luftspalt [mm]
2,7
2,016
40
9,65
539,81
60,73
1.088
5,4
4,032
60
9,64
538,10
60,56
2.170
8,1
6,048
80
9,63
536,96
60,43
3.248
10,8
8,064
90
9,63
536,12
60,32
4.323
η [%]
Energieertrag
[kWh/kWp]
PR [%]
Jährl. Energieproduktion [kWh]
Leipzig - Solbian
η [%]
Energieertrag
[kWh/kWp]
PR [%]
Jährl. Energieproduktion [kWh]
Tabelle 8 liefert eine Übersicht der Simulationsergebnisse unter Einbeziehung beider Standorte.
Die Werte des jeweiligen optimalen Luftspalts in Abhängigkeit von der Länge des Systems
und der zugehörigen installierten Kapazität sind aufgelistet. Darüber hinaus sind der damit
verbundene effektive Energieertrag, die Performance Ratio sowie die jährliche Leistung in der
Tabelle angegeben.
– 61 –
Simulationen
Das Ziel dieses Simulationsteils war es, die Beziehung zwischen der Länge eines installierten
BiPV-Systems und des zugehörigen optimalen Abstands zur Gebäudefassade hin zu untersuchen.
Bei Betrachtung der Ergebnisse in Tabelle 8 kann eine Abhängigkeit dieser beiden Parameter
festgestellt werden. Die optimale Tiefe des Luftspalts steigt gemeinsam mit der Länge des
PV-Systems, während der Energieertrag leicht abnimmt. Diese Beobachtung wurde bereits im
letzten Abschnitt dokumentiert.
Bei ausschließlicher Berücksichtigung des effektiven Energieertrags führt ein 2,7 Meter langes
System, installiert in einem Abstand von 40 mm zur Gebäudehülle, zu optimalen Bedingungen. Die Fläche der PV-Anlage beträgt hierbei 2 x 8,42 m2 . Ein optimierter Energieertrag von
622 kWh/kWp entspricht einer jährlichen Stromerzeugung von 1.254 kWh, gemessen in Bolzano.
Im Gegensatz dazu erzeugt eine Anlage mit einer Länge von 10,8 Metern, deren optimaler
Luftspalt 100 mm groß ist, in Bolzano jährlich 4.983,3 kWh. Diese Menge ist zeitgleich der
Maximalwert aller untersuchten Konfigurationen. Bei Nutzung der Wetterdaten von Leipzig
wurden 4.323,25 kWh pro Jahr generiert.
Abbildung 32: Bürogebäude - Bolzano - Abhängigkeit Effektiver Energieertrag
Abbildung 32 zeigt die Abhängigkeit des effektives Energieertrages Y f von der Länge des untersuchten PV-Systems und der zugehörigen Luftspaltengröße unter Verwendung der Wetterdaten
von Bolzano. Der entsprechende Graph für Leipzig ist in Anhang III abgelegt.
Es ist sichtbar, dass der Energieertrag in einem bestimmten Rahmen mit zunehmender PV-Länge
abnimmt. In Abhängigkeit von dieser Länge wird ein Optimum bezüglich der Tiefe des Luftspalts
zwischen 40 und 100 mm erreicht. Je größer der Abstand zum Gebäude wird, desto weniger
beeinflusst die Anlagenlänge den Ertrag Y f .
– 62 –
Simulationen
Wie bereits in Abschnitt 4.3.a) erläutert, steigt der Temperaturgradient zwischen der Anlage und
dem Gebäude an, wenn entweder der Luftspalt kleiner oder die PV-Systemfläche größer wird. Für
ein vorab feststehendes Abmaß einer PV-Anlage muss somit eine geeignete Kanalbreite ermittelt
werden. Diese beiden Faktoren bestimmen die erzeugte Strömungsrate innerhalb des Spalts und
beeinflussen somit in höchstem Maße die vorherrschende Solarzelltemperatur. Die Beziehung
zwischen der Kanalbreite und der Temperaturverteilung ist in Abbildung 33 dargestellt.
Abbildung 33: Bürogebäude - Bolzano - Abhängigkeit des Wirkungsgrads von TPV
Hier ist das PV-Temperaturgefälle einer 10,8 Meter langen PV-Anlage zu sehen, welche in drei
verschiedenen Abständen zur Gebäudefassade in Bolzano simuliert wurde. Darüber hinaus ist
die entsprechende Wirkungsgradverteilung über die Anlagenhöhe hinweg aufgetragen.
Es ist erkennbar, dass die Temperaturkurve einen mit abnehmender Luftspaltgröße steileren
Verlauf annimmt. Dies ist zurückzuführen auf die geringere Strömungsgeschwindigkeit im Luftspalt. Warme Luft steigt mit einer niedrigen Geschwindigkeit auf und erwärmt den oberen Teil
des Systems. Der Luftstrom wird umso stärker, je größer der Abstand zum Gebäude wird. Eine
höhere Windgeschwindigkeit im Kanal kühlt zum einen die Luft selbst ab und reduziert zudem
den auftreibenden Kamineffekt, der zu einer Abnahme des Temperaturgradienten beiträgt.
Die Luftkanalgröße hat am untersten Teil des Systems einen relativ geringen Einfluss auf den
Wirkungsgrad. Mit ansteigender Anlagenhöhe ist in allen Fällen ein Effizienzabfall zu verzeichnen. Dieser fällt umso stärker aus, je kleiner der Luftspalt ist. Die beobachtete Minderung des
Wirkungsgrads führt zu einer Abnahme der Stromproduktion von dem untersten Modul der
PV-Anlage hin zu dem höchsten. Dieser Sachverhalt wird bei Betrachtung von Abbildung 34
deutlich.
– 63 –
Simulationen
Abbildung 34: Bürogebäude - Bolzano - Stromgeneration
In der Abbildung ist unter Verwendung der Wetterdaten von Bolzano die jährliche Stromerzeugung eines PV-Systems mit einer Länge von 10,8 Metern, welches in einem Abstand von
100 mm zum Gebäude installiert wurde, aufgetragen. Die Anlage ist in vier gleich große Teile
mit einer Fläche von jeweils 16,85 m2 gegliedert. Zusätzlich ist die stündliche Stromproduktion
des gesamten Systems abgebildet.
Wie schon bei der Untersuchung des Wohngebäudes festgestellt wurde, ist die Stromerzeugung
über das Jahr hinweg relativ ausgeglichen. In Abbildung 34 ist weiterhin erkennbar, dass der
am niedrigsten installierte Anlagenteil jährlich die höchste Menge an Strom erzeugt. Diese
Beobachtung steht in direktem Zusammenhang mit der durch die Windströmung erzeugten
Temperaturverteilung entlang des PV-Systems. Wie bereits erläutert, führt ein aufsteigender
Luftstrom zu einer Erhöhung der Kanaltemperatur, was gleichbedeutend mit einer steigenden
Temperatur der installierten PV-Anlage ist. Die einzelnen Module entlang des Gebäudes erhalten
ungefähr dieselbe Menge an Sonnenstrahlung. Aufgrund dessen ist die vorherrschende Zelltemperatur der entscheidende Parameter bei der Bestimmung des Energieertragsunterschieds der
einzelnen Systemteile.
In dem hier dargestellten Fall erzeugt der unterste Anlagenteil jährlich 1.253,37 kWh. Die zunehmende PV-Temperatur und der dadurch abnehmende Wirkungsgrad führen zu einem Rückgang
der Leistung von ungefähr 5 kWh pro Anlagenteil und Jahr, was einer Menge an generierter
Energie von 1.238,69 kWh am oberen Rand entspricht. Dieser Sachverhalt ist in Abbildung 34
ersichtlich. Hier sind zusätzlich die Graphen der verschiedenen Systemteile für den Monat
– 64 –
Simulationen
Dezember aufgetragen. Die Kurvenverläufe zeigen den gleichen Trend und haben einen konstanten Abstand zueinander. Die einzelnen Anlagenteile produzieren vornehmlich in den kälteren
Perioden des Jahres eine unterschiedliche Menge an Energie. Der niedrigste Teil der Anlage
profitiert von den geringen Umgebungstemperaturen, während ein in dem Spalt aufsteigender
Strom warmer Luft die oberen Module zunehmend erwärmt. Der starke Unterschied zwischen
der Umgebungstemperatur und der im Luftkanal vorherrschenden treibt die Strömungsgeschwindigkeit zusätzlich an. Der entsprechende Graph für Leipzig ist in Anhang III zu sehen.
Abbildung 35: Bürogebäude - Bolzano - Temperaturverteilung
Abbildung 35 zeigt den Graph der Zelltemperatur des niedrigsten sowie des höchsten Teils der
vorab untersuchten Anlage unter Verwendung der Wetterdaten von Bolzano. Darüber hinaus ist
die Kurve der Temperaturdifferenz auf der sekundären y-Achse aufgetragen. Es ist zu sehen,
dass die Differenz am Anfang des Jahres relativ deutlich ist. Während der warmen Monate
immer Sommer sinkt dieser Unterschied bis er gegen Ende des Jahres wieder ansteigt. Die Umgebungstemperatur im Sommer ist wesentlich höher als die im Winter. Je niedriger die Differenz
zwischen der Umgebungstemperatur und der Temperatur im Luftspalt ist, umso geringer ist der
thermische Auftriebseffekt zwischen dem PV-System und dem Gebäude. Aus diesem Grund
nehmen die hier beobachteten PV-Temperaturunterschiede bei der Installation der Anlage in
einem wärmeren Klima ab. Dies führt zwar zu einer ausgeglicheneren Leistungsverteilung über
das System hinweg, jedoch auch zu einem niedrigeren Gesamtwirkungsgrad.
– 65 –
Simulationen
Wie schon im vorherigen Abschnitt festgestellt, ändert sich auch bei Betrachtung des Bürogebäudes dessen Energiebedarf durch die Installation einer PV-Anlage. In dem hier betrachteten
Fall setzt sich dieser aus einem Wärme- und einem Kühlbedarf zusammen. Diese Mengen
werden durch elektrische Energie bereitgestellt. Während der Untersuchung des Effekts der
PV-Installation auf diese Mengen wurde der Luftspalt in einem Rahmen von 10 mm bis 110 mm
variiert. Tabelle 9 zeigt einen Überblick der Simulationsergebnisse unter Einbeziehung beider
Standorte.
Für jeden Fall sind zwei verschiedene Luftkanalgrößen zusammen mit den damit verbundenen
Resultaten aufgelistet. Einerseits wurde der Abstand der PV-Anlage zur Fassade gewählt, unter
dem der effektive Energieertrag einen maximalen Wert annimmt, zum anderen unter welchem
der jeweilige Gebäudeenergiebedarf ein Minimum erreichte. Zusätzlich sind die Mengen zuzuführenden Stroms gezeigt, welche benötigt werden, um das gewünschte Klima in dem Gebäude
bereitzustellen, ohne dass ein PV-System installiert wurde. Auch hier dienen diese Werte als
vergleichbare Referenzen.
Tabelle 9: Bürogebäude - Wärme- & Kühlbedarf
Wärmebedarf
ohne BiPV
Bolzano
Leipzig
10.187 kWh/a
15.154 kWh/a
Länge
BiPV-System
Opt. Luftspalt
Energieertrag
Opt. Luftspalt
Wärmebedarf (10 mm)
Opt. Luftspalt
Energieertrag
Opt. Luftspalt
Wärmebedarf (10 mm)
2,7 m
11.211 kWh
11.210 kWh
16.077 kWh
16.075 kWh
5,4 m
11.678 kWh
11.677 kWh
16.287 kWh
16.280 kWh
8,1 m
12.107 kWh
12.107 kWh
16.468 kWh
16.453 kWh
10,8 m
12.541 kWh
12.539 kWh
16.646 kWh
16.620 kWh
Kühlbedarf
ohne BiPV
27.158 kWh/a
18.796 kWh/a
Länge
BiPV-System
Opt. Luftspalt
Energieertrag
Opt. Luftspalt
Kühlbedarf (110 mm)
Opt. Luftspalt
Energieertrag
Opt. Luftspalt
Kühlbedarf (110 mm)
2,7 m
24.474 kWh
24.473 kWh
16.362 kWh
16.360 kWh
5,4 m
22.850 kWh
22.849 kWh
15.094 kWh
15.091 kWh
8,1 m
21.178 kWh
21.176 kWh
13.781 kWh
13.777 kWh
10,8 m
19.508 kWh
19.507 kWh
12.470 kWh
12.466 kWh
– 66 –
Simulationen
Es ist zu sehen, dass die von der angebrachten PV-Anlage eingenommene Fläche eine große
Rolle spielt. Im Vergleich dazu beeinflusst die Variation des Luftspalts den Energiebedarf in
einem deutlich kleineren Maße.
Der Gesamtkühlbedarf verringert sich in allen untersuchten Fällen. Die Einsparung wird umso
größer, je mehr Fläche durch die installierten PV-Systeme abgedeckt werden und je breiter der
Luftspalt ist. Ein stärkerer Luftstrom innerhalb eines größeren und längeren Luftkanals stellt die
Ursache für dieses Phänomen dar.
Abbildung 36: Bürogebäude - Wärmebedarf - Bolzano
Abbildung 37: Bürogebäude - Kühlbedarf - Bolzano
Im Unterschied zur Simulation des Wohnhauses steigt die Heiznachfrage durch die Installation
einer PV-Anlage an der Fassade des Bürogebäudes. Dieser Umstand kann anhand des Graphen 36
nachvollzogen werden. Hier ist der stündliche Wärmebedarf des Gebäudes im Referenzzustand
und mit einem PV-System, welches über vier Stockwerke hinweg angebracht wurde, zu sehen.
– 67 –
Simulationen
Des Weiteren ist die Differenz beider Kurven sowie der über das Jahr summierte Wärmebedarf
des Gebäudes mit installierter PV-Anlage eingetragen. Das Gebäude wurde in Bolzano simuliert.
Abbildung 37 zeigt die gleichen Inhalte hinsichtlich des Kühlbedarfs. Die entsprechenden Graphen für Leipzig sind Anhang III zu entnehmen.
Der Trend der Kurvenverläufe ist gleich für die untersuchten Standorte. Sowohl in Bolzano als
auch in Leipzig ist zugeführte Energie zum Heizen vor allem zwischen November und März
erforderlich. Von April bis Oktober wird eine hohe Menge an zusätzlicher Kühlung benötigt. Die
Absolutwerte variieren in Bezug auf den gewählten Standort deutlich voneinander.
Unter Berücksichtigung des Referenzfalls in Bolzano übersteigt der Kühlbedarf mit 27.158 kWh
pro Jahr den des Wärmebedarfs um nahezu das Dreifache. Dieser Anteil wird durch die Installation eines BiPV-Systems um bis zu 28% vermindert. Während der Kühlbedarf sinkt, steigt im
Gegensatz dazu der Energieverbrauch für die Heizleistung. Die zuzuführende Kühlenergie sinkt
um jährlich 7.650 kWh, während der Wärmebedarf von 10.187 kWh auf 12.541 kWh ansteigt.
Die resultierende Gesamtdifferenz beträgt 5.300 kWh, was einer Gesamtenergieeinsparung von
über 14% entspricht. Unter Zuhilfenahme der Wetterdaten Leipzigs ergibt sich derselbe Sachverhalt. Die finale Einsparung ist jedoch mit 4.835 kWh pro Jahr niedriger aufgrund des niedrigeren
Referenzkühlbedarfs, welcher von 18.796 kWh auf 12.470 kWh absinkt.
Es wurde ersichtlich, dass der Wert der zugeführten Energie, benötigt zur Erhaltung eines
erwünschten Temperaturzustands, von dem simulierten PV-System profitiert. Der erhöhte Wärmebedarf ist zurückzuführen auf die größeren Abmaße der Anlage. Das breite PV-System erzeugt
einen starken Luftstrom entlang der bedeckten Gebäudefassade. Dieser kühlt die Außenwand.
Der Wärmedurchgang in das Gebäudeinnere senkt die Temperatur in den Büros ab. Da die
Anlage vor einer Fensterreihe installiert ist, fällt die Kühlwirkung auf den Innenraum sogar noch
prägnanter aus.
Ein wichtiger, nicht zu unterschätzender Faktor ist die Erwärmung durch die Sonne. Die Module
absorbieren oder reflektieren einen beträchtlichen Teil der solaren Einstrahlung. Der absorbierte Teil wird entweder in Wärme oder in elektrische Energie umgewandelt und der in Wärme
umgewandelte Teil wieder an die Außenwelt abgegeben. Aufgrund der Beschattung durch das
PV-System gelangt weniger kurzwellige, energiereiche Strahlung in das Gebäudeinnere. Im Fall
einer Anlage, die sich über eine Länge von 10,8 Metern erstreckt, werden mehr als 50% der
Fensterfläche des Gebäudes abgedeckt. Dadurch halbiert sich die in das Gebäude transmittierte
solare Strahlung. Der hier beschriebene Zustand tritt in den Zeiträumen, in denen geheizt wird,
– 68 –
Simulationen
relativ gleich verteilt auf. Die thermische Energie, die durch die Abschattung verloren geht, ist
durch elektrisch zugeführte Wärme zu kompensieren.
Andererseits ist dieser Effekt gleichzeitig der Grund für die Einsparungen in Bezug auf die
Menge an Kühlenergie. Die BiPV-Anlage fungiert als eine Art Beschattungssystem in Bezug auf
Sonnenstrahlung, die in das Gebäude eindringt. Zusätzlich kühlt der sich entwickelnde Luftstrom
das Gebäudeinnere. Aus diesem Grund müssen die Räume während der heißen Monate im
Sommer weniger elektrisch gekühlt werden.
Tabelle 10: Bürogebäude - Einfluss eines installierten PV-Systems (10,8 m) auf die Gesamtbilanz
Bolzano
Leipzig
Referenz
Solbian-System
Referenz
Solbian-System
Wärmebedarf
10.187 kWh
12.541 kWh
15.154 kWh
16.646 kWh
Kühlbedarf
27.158 kWh
19.508 kWh
18.796 kWh
12.470 kWh
Stromproduktion
0
4.983 kWh
0
4.323 kWh
Energiebedarf
0
10.270 kWh
0
9.157 kWh
Einsparungen
0%
27,51%
0%
26,97%
Tabelle 10 fasst die Ergebnisse zusammen. Der jährliche Energiebedarf des Gebäudes im Referenzfall und mit installierter PV-Anlage sowie die jährliche Energiegeneration des PV-Systems
und die möglichen Einsparungen sind zu sehen. Wiederum wurde angenommen, dass die durch
die Module erzeugte Energie verwendet wurde, um einen Teil des Strombedarfs des Gebäudes
zu decken. Die Werte sind unter der Voraussetzung, dass die Anlage in einem optimalen Abstand
zum Gebäude bezüglich des effektiven Energieertrags installiert ist, angegeben. In diesem Fall
wird das größte Einsparpotential erreicht. Es wird deutlich, dass unter den simulierten Bedingungen eine Einsparung von über 25% möglich ist. Beim Vergleich der Standorte fällt auf, dass der
Wert für Bolzano etwas höher ist. Dies ist einerseits auf die höheren Kühlenergieeinsparungen
und auf der anderen Seite auf die größeren Mengen an erzeugtem Strom zurückzuführen.
Insgesamt zeigt sich, dass das simulierte Bürogebäude von einer retrospektiven BiPV-Installation
profitieren kann. Ein flächenmäßig größeres PV-System bietet nicht nur eine höhere installierte
Kapazität, sondern vermindert auch die Menge an Energie, die benötigt wird, um ein gewünschtes
Klima innerhalb des Gebäudes zu gewährleisten. Eine vor der Verglasung des Gebäudes positionierte PV-Anlage senkt die Innenraumtemperatur und erhöht somit den Komfort im Sommer.
– 69 –
Simulationen
Die Büros innerhalb des Gebäudes könnten zudem insofern von einem installierten Solarsystem
profitieren, als dass es als Beschattungsanlage fungiert. Solare Einstrahlung bietet nicht nur
Wärmeenergie, sondern auch Licht. Da in Büros primär an Computern gearbeitet wird, könnte
eine ungünstige Sonneneinstrahlung die Sichtverhältnisse negativ beeinflussen. Das Design einer
installierten PV-Anlage vor einer teilverglasten Fassade sollte ausreichend Sonnenlicht in das
Innere passieren lassen und zeitgleich genügend Fläche abdecken, um angenehme Lichtverhältnisse zu garantieren. Die Verwendung halbtransparenter Solarzellen könnte dabei eine adäquate
Lösung darstellen. Sowohl Dünnschicht- als auch kristalline Solarmodule sind bereits mit einem
gewünschten Level an Transparenz verfügbar.
– 70 –
Simulationen
4.3.c)
Vergleich und Fazit
Die vorangegangenen beiden Abschnitte haben sich mit der Frage befasst, wie sich BiPVSysteme, installiert an bestehenden Gebäudefassaden, verhalten und inwieweit diese den internen
Energiebedarf des Gebäudes beeinflussen. Dabei wurde festgestellt, wie wichtig es ist, die Installationsbedingungen und zu wählenden Parameter mit Sorgfalt zu bestimmen.
Basierend auf den Simulationen derselben PV-Technologie an beiden Gebäudetypen zeigten die
Resultate ähnliche Trends in der Wahl der optimalen Luftspaltgröße, auch wenn die Endwerte
voneinander abweichen.
Abbildung 38: Energieertrag - Vergleich - Solbian PV-System (Länge: 10,8 m)
Abbildung 38 zeigt den Verlauf des effektiven Energieertrags des kristallinen Siliziumsystems
von Solbian, welches über vier Stockwerke hinweg installiert ist. Während eine 1,56 Meter breite
PV-Anlage am Wohngebäude angebracht ist, sind zwei 3,12 Meter breite Modulreihen an der
Fassade des Bürogebäudes installiert, was einer vierfach installierten Kapazität entspricht.
Die Breite eines installierten Systems sowie dessen Abstand zur Gebäudehülle bestimmen
maßgeblich den erzeugten Luftstrom im Luftspalt. Ist die Strömung zu niedrig, so steigt die PVTemperatur mit zunehmender Höhe des Systems stark an. Wird der Luftkanal hingegen zu groß
ausgelegt, ist die Temperatur über die Anlage hinweg zwar gleichmäßiger verteilt, doch der Wert
am unteren Ende des PV-Systems ist relativ hoch, was zu einem schlechteren Gesamtverhalten
der Anlage führt. Aus diesem Grund ist es wichtig, einen optimierten mittleren Wert zu finden,
der bestmögliche Bedingungen in Bezug auf die PV-Temperaturverteilung erlaubt.
Bei Betrachtung der Abbildung wird sichtbar, dass der höchste effektive Energieertrag beider
Gebäudeinstallationen fast gleich in Abhängigkeit vom gewählten Standort ist. Der optimale
Luftspalt variiert dabei um 30 mm aufgrund der differierenden Breiten der PV-Systeme. In Leipzig
– 71 –
Simulationen
wird ein Energieertrag von 536 kWh/kWp erreicht, während sich dieser Wert auf 618 kWh/kWp
in Bolzano beläuft.
Einen Unterschied dazu stellt der Einfluss auf das Gebäudeverhalten dar. Die Auswirkung auf
das untersuchte Gebäude hängt stark von der gewählten Breite des zu installierenden PV-Systems
sowie dem gewählten Fassadenteil ab. Die Menge an zuzuführender Energie, die benötigt wird,
um eine minimale Raumtemperatur zu gewährleisten, sinkt im Fall der Installation an der Außenwand des Wohnhauses. Die Einsparung beläuft sich im besten untersuchten Fall auf über 3% für
Bolzano sowie auf 6,3% bei der Simulation des Gebäudes in Leipzig. Im Falle des Bürogebäudes
tritt der genau umgekehrte Fall ein. Der Energiebedarf für die entsprechende Heizleistung steigt.
Das liegt daran, dass das installierte PV-System breiter ist. Aus diesem Grund ist die Öffnung des
Luftkanals größer und somit der Luftstrom zwischen Fassade und PV-Anlage stärker. Aufgrund
eines erhöhten Wärmeübergangs sinkt die Temperatur der äußeren Hauswand und somit die
des Innenraums. Dieser Effekt hat sogar eine noch größere Wirkung, da die PV-Anlage partiell
vor einem verglasten Fassadenteil installiert ist. Fenster haben normalerweise einen höheren
Wärmedurchgangskoeffizienten im Vergleich zur Gebäudewand.
Auch die Installation des im Vergleich breiteren amorphen Siliziumsystems führte nicht zu einer
Herabsetzung des Wärmebedarfs des Bürogebäudes im Gegensatz zu den schmaleren kristallinen
oder auch CIS-Systemen. Bei ausschließlicher Berücksichtigung des benötigten Wärmebedarfs
ist ein PV-System, installiert vor Fenstern, kritisch zu betrachten. Vor allem in kälteren Regionen
könnte die Menge an benötigter Energie deutlich ansteigen. Doch speziell für Zwecke wie den
Bürosektor kann es eine interessante Lösung sein.
Wie im vorangegangenen Abschnitt erläutert wurde, sinkt der jährliche Kühlbedarf im Rahmen
der Simulationen des BiPV-Systems angebracht vor einem Teil der Verglasung einer Gebäudefassade. Es ist ersichtlich, dass die Menge an Gesamtenergie, welche benötigt wird, um ein
bestimmtes Raumklima zu gewährleisten, von einer Installation einer PV-Anlage mit entsprechender Breite profitieren kann. Die Menge an eingesparter Kühlleistung übersteigt den zusätzlichen
Wärmebedarf für die untersuchten Fälle.
Abbildung 39 zeigt den Wärmebedarf der beiden Gebäude im Grundzustand unter Verwendung
der Wetterdaten für Bolzano. Sowohl die stündliche, als auch die kumulierte jährliche Menge
pro Quadratmeter ist angegeben. Zusätzlich wird der Kühlbedarf für das Bürogebäude pro Quadratmeter dargestellt. Das zugehörige Diagramm für Leipzig ist in Abbildung 64 in Anhang III
zu finden.
– 72 –
Simulationen
Beim Vergleich der beiden Gebäudetypen müssen die verschiedenen Einsatzzwecke berücksichtigt werden. Während ein Bürogebäude normalerweise nicht während der Wochenenden
verwendet wird, verhält sich dies umgekehrt bei Betrachtung des Wohnsektors. Trotzdem ist
die niedrigere Menge an zuzuführender Energie zur Gewährleistung der Minimaltemperatur des
Bürogebäudes hauptsächlich auf die bessere Wärmeisolierung der Wände zurückzuführen. Auch
wenn die Fläche mit 140 m2 um 52 m2 pro Stockwerk größer ist, liegt nicht nur der Wert pro
Quadratmeter, sondern der Gesamtwärmebedarf des Wohnhauses über dem des Bürogebäudes.
Abbildung 39: Zugeführte Energiemenge - Vergleich - Bolzano - Referenzfall
In Abbildung 39 ist zu erkennen, dass die Menge an zuzuführender Wärmeleistung im Winter
leicht höhere Werte für das Bürogebäude annimmt. Dafür ist die Heizperiode über das Jahr
hinweg kürzer. Dieser Unterschied ist vor allem im April und im Oktober zu verzeichnen. Während das Gebäude in diesen Monaten fast keine zusätzliche Wärme benötigt, ist eine zusätzliche
Heizung des Wohnhausinnenraums noch immer notwendig.
In Tabelle 11 ist eine Zusammenfassung der diskutierten Ergebnisse zu finden. Um die Vergleichbarkeit zu vereinfachen, sind nur die Resultate unter Verwendung der Solbianmodule aufgelistet.
Die Jahreswerte des Energiebedarfs der Gebäude mit und ohne installiertem BiPV-System, deren
Unterschiede sowie die jährliche Stromproduktion und mögliche Energieeinsparungen sind ablesbar. Im Wohngebäude entspricht die zugeführte Energie dem Wärmebedarf. Im Bürogebäude
setzt sie sich aus der Wärme- und der Kühlleistung zusammen.
– 73 –
Simulationen
Tabelle 11: Übersicht der jährlichen Energiebilanz - Solbianmodule
Wohngebäude
Heizen
Bürogebäude
Heizen & Kühlen
Bolzano
Leipzig
Bolzano
Leipzig
Energiebedarf ohne BiPV
26.566 kWh
31.682 kWh
37.336 kWh
33.950 kWh
Energiebedarf mit BiPV
25.677 kWh
29.682 kWh
32.049 kWh
29.116 kWh
889 kWh
2.000 kWh
5.287 kWh
4.834 kWh
3.762 kWh
3.264 kWh
4.983 kWh
4.323 kWh
60,10 %
62,93 %
58,65%
60,32%
10,57 kWh/m2
11,96 kWh/m2
14,67 kWh/m2
17,51%
16,62%
27,51%
13,08 kWh/m2
26,97%
Differenz: Referenz - BiPV
Stromproduktion
Performance Ratio
Energiebedarf
Einsparungen
Es ist zu sehen, dass beide untersuchten Gebäudearten von der Installation einer PV-Anlage
hinsichtlich der Energiebilanz profitieren. Darüber hinaus kann ein Teil der benötigten Energie
eingespart werden, wenn der erzeugte elektrische Strom direkt im Gebäude verwendet wird. Die
Höhe der Einsparung hängt zu einem großen Teil von der installierten Kapazität ab. Für die
untersuchten Fälle liegt das Gesamteinsparpotential zwischen 16% und knapp 28%. Die höheren
Werte bei Betrachtung des Bürogebäudes setzen sich aus dem eingesparten Kühlbedarf und der
höheren installierten PV-Kapazität zusammen. Wie bereits erwähnt wurden die hier aufgelisteten
Mengen durch zu hoch angesetzte Parameter innerhalb der Simulation in TRNSYS reduziert.
In einer groben Kostenanalyse wurde die Amortisationszeit der PV-Anlage berechnet, die entlang
der Fassade des Bürogebäudes in Leipzig installiert wurde. Es wurde angenommen, dass sich der
Preis pro Kilowattstunde in Deutschland auf 0,25e beläuft und die Inflationsrate bei jährlich 2%
liegt. Zusätzlich wurde der Preis pro Kilowattstunde als konstant angesetzt, unabhängig davon,
ob Strom in das Netz eingespeist oder dieser entnommen wird. Der Preis eines PV-Systems
wurde mit 2.500e pro installiertem Kilowatt Peak angenommen - zuzüglich jährlicher Betriebskosten von 1% pro Kilowatt Peak. Die Degradationsrate der Anlage beträgt 0,8% pro Jahr. Bei
ausschließlicher Betrachtung der Stromproduktion wird eine Amortisationszeit von 20 Jahren
errechnet. Unter Berücksichtigung der möglichen Energieeinsparungen des Gebäudes halbiert
sich diese Zeit, da diese fast genau der produzierten Energie entspricht. Bei Betrachtung von
Bolzano, wo der Preis pro Kilowattstunde 0,20e beträgt und die Installation einer Anlage 3.000e
pro kWp kostet, ergibt sich eine Amortisationszeit von 12 Jahren.
– 74 –
Simulationen
Bei der Ausführung der Simulationen wurde deutlich, dass verschiedene Parameter das Verhalten
und die Leistung eines BiPV-Systems beeinflussen. Bei der Auswahl einer geeigneten PV-Anlage
sollte das temperaturabhängige Verhalten sowie die nominelle Leistung der PV-Module berücksichtigt werden. Des Weiteren ist es wichtig, die Abmessungen der Anlage und den Abstand zur
Gebäudefassade günstig einzustellen, um eine vorteilhafte Temperaturverteilung innerhalb des
Luftkanals zu gewährleisten.
Alles in allem haben die Ergebnisse gezeigt, dass die Installation eines BiPV-Systems an einer
Gebäudefassade mit mehreren Vorteilen einhergehen kann. Dabei ist darauf zu achten, die diskutierten Parameter während der Planung und Installation einer solchen Anlage mit Sorgfalt zu
wählen. Ein solches BiPV-System erzeugt elektrischen Strom ohne zusätzlich Platz zu benötigen.
Zudem kann die Energiebilanz des betreffenden Gebäudes verbessert werden. Das betrifft sowohl
den Wärme-, als auch den Kühlbedarf. Des Weiteren können die Lichtverhältnisse im Gebäudeinneren positiv beeinflusst werden, wenn die Module einen Teil der Fassadenverglasung bedecken.
Abschließend sollte auch die ästhetische Wirkung eines BiPV-System an einer Gebäudewand
nicht unterschätzt werden.
– 75 –
Experimentalteil
5.
Experimentalteil
Das Ziel der durchgeführten Experimente war es, eine gebäudeintegrierte Photovoltaikfassade so
realistisch wie möglich zu konstruieren. Trotzdem ermöglichte die Gestaltung des BiPV-Systems
die Variation verschiedener Parameter in dem vorgegebenen Rahmen. Die in den vorangegangenen Abschnitten bestimmten Parameter sollen in dem folgenden experimentellen Teil geprüft
werden. Der experimentelle Aufbau wurde so konstruiert, dass diese Werte unabhängig voneinander geändert werden konnten. Der Einfluss der Variationen auf das Leistungsverhalten der
Photovoltaikanlage auf Basis dieser Variationen war zu untersuchen. Des Weiteren sollte der
Effekt der Parameteränderungen untereinander geprüft werden.
Der Test selbst wurde in der ”Integrated Energy walls - Test facility” (INTENT) durchgeführt.
Dieses Labor ermöglicht es, die Wärme- und Energieeffizienz verschiedener Gebäudeteile zu
untersuchen. Es besteht aus zwei Kammern und einem Sonnensimulator. Die Kammern sind
durch eine Polystyrolwand voneinander getrennt. In den Kammern können verschiedene Klimata
erzeugt werden.
Abbildung 40: INTENT Labor mit angeschaltetem Sonnensimulator
Abbildung 40 zeigt die geöffnete Anlage mit dem eingeschalteten Sonnensimulator. Zwei Wände der vorderen Kammer sind durchsichtig. Es ist sichtbar, dass das Licht des Sonnensimulators diese passiert und auf die Wand trifft, welche sich zwischen den Kammern befindet.
– 76 –
Experimentalteil
Im Zentrum dieser Polystyrolwand befindet sich ein quadratischen Loch. Die Aussparung in der
Wand dient der Installation der zu testenden Konstruktion. Im Falle des hier durchgeführten
Experimentes handelt es sich um eine Holzfassade mit BiPV-Modul.
Unter den gegebenen Umständen ist es nicht möglich, eine maßstäblich korrekte BiPV-Fassade
zu konstruieren. Das Loch, welches die Größe der zu testenden Fassade bestimmt, bietet eine
maximale quadratische Fläche von 2 x 1,7 Metern. Aus diesem Grund war es notwendig, eine für
den gegebenen Raum adäquate Lösung zu finden.
5.1.
Experimenteller Aufbau & Wahl der Parameter
Im Rahmen der Versuche wurden die monokristallinen Silizium-PV-Module des Herstellers Solbian verwendet. Das Abmaß der Module, die weniger konventionellen Verkapselungsmaterialien
und das dadurch bedingt geringe Gewicht bestimmten die Auswahl.
Die Solarzellen sind beidseitig durch Polycarbonat geschützt. Die Module, die jeweils eine
Fläche von 0,585 m2 haben, wiegen 1,1 Kilogramm. Die rechteckige Form der Solarmodule
erlaubt eine vertikale Anordnung in der klimatisch geregelten Kammer. Vier Module, die in einen
unteren und einen oberen String geteilt sind, wurden installiert, um eventuelle Unterschiede in
dem Leistungsverhalten basierend auf der Position der einzelnen Systemteile auszumachen. Jeder
String, welcher sich aus jeweils zwei Modulen zusammensetzt, wurde mit einem MPP-Tracker,
an dem ein Widerstand angeschlossen ist, verbunden. Damit waren realistische Arbeitsbedingungen des PV-Systems gewährleistet. Alle PV-Module wurden vor der Installation mit einen
Sonnensimulator unter Standard-Test-Bedingungen getestet um eine bessere Kenntnis des Leistungsverhaltens zu erhalten. In Tabelle 12 sind die Ergebnisse der Messungen sowie die Werte,
die durch den Hersteller angegeben sind, aufgelistet.
Tabelle 12: Eigenschaften der verwendeten Solbian Module
Module
Peak Leistung [W]
VMPP [V]
IMPP [A]
VOC [V]
ISC [A]
FF [%]
η [%]
Datenblatt
70
9,5
7,6
11,3
8,1
78,89
12,00
Modul 04
63,90
8,652
7,39
11,02
8,01
72,43
10,93
Modul 03
64,09
8,684
7,38
11,07
8,00
72,37
10,96
Modul 02
64,42
8,686
7,42
11,06
8,04
72,45
11,02
Modul 01
64,60
8,678
7,44
11,07
8,08
72,20
11,04
– 77 –
Experimentalteil
Auf Grundlage der Werte ist erkennbar, dass die Effizienz der gemessenen Module deutlich unter
der Angabe der Hersteller liegt. Das spiegelt sich in einer geringeren Leistung wieder. Ein Grund
dafür könnte die dünne und flexible Verkapselung der Solarzellen sein. Die Module sind in ihrer
Konstruktionsweise eine relativ neue Entwicklung. Eventuell sind die äußerst zerbrechlichen
Zellen innerhalb der Module während der Produktion oder des Transports gebrochen. Nichtsdestotrotz wurde an der Auswahl aufgrund der im Vergleich untereinander nahezu gleichen
maximalen Leistung der Systemteile und des geringen Gewichts festgehalten. Die Module sind
zudem mit 33.8 mm relativ dick, was die Installation erheblich vereinfachte.
Abbildung 41 zeigt die vorbereitete und mit einer Gummischicht bedeckte Holzwand, an welcher das PV-System installiert wurde. Die Holzkonstruktion ist von der Polystyrolwand des
INTENT-Labors umrahmt. An den Seiten sind Stahlwinkel mit vorgefertigten halbkreisförmigen
Einsparungen angebracht. Diese Löcher dienen dazu, die Größe des Luftspalts zwischen der
Holzwand und der PV-Anlage zu variieren. Das PV-System selbst ist in einem Aluminiumrahmen
mithilfe von Metallstangen eingespannt, die in der dicken Polycarbonatschicht auf der Rückseite
der Module fixiert sind. Die Metallstangen wurden in die vorbereiteten Löcher der Winkel
gesetzt, was eine einfache und schnelle Änderung der Position des PV-Systems ermöglicht. Pro
Winkel wurden vier Löcher vorbereitet, um unterschiedliche Luftspaltgrößen zu testen.
Abbildung 41: Installierte BiPV-Fassade in der geöffneten INTENT-Kammer
– 78 –
Experimentalteil
Ein weiterer wichtiger Punkt war es, einen kontrollierten Luftstrom zu erzeugen. Wenn die
Kammern einmal luftdicht geschlossen sind, ist die einzige zugeführte Luftströmung die des
Ventilationssystems der INTENT-Anlage. Leider ist die Entwicklung der Strömung innerhalb
der geschlossenen Kammer weder kontrollierbar noch vorhersehbar. Aus diesem Grund wurde
eine Alternative konstruiert.
Das Gebläse eines Blower-Door-Tests wurde so angepasst, dass ein kontrollierter Luftstrom
erzeugt werden konnte. Die Abdichtung des Lüfters erfolgte mit einer Holzplatte, in die acht
kreisförmig angeordnete Löcher eingebohrt wurden. Durch diese Löcher verliefen Plastikrohre
wie in Abbildung 42 illustriert ist. Bild 43 zeigt, wie diese Rohre in den Boden einer vorbereiteten
Holzkiste führen.
Der Kasten wurde gebaut, um den Luftstrom gleichmäßig zu verteilen. Die Rohre werden durch
in den Boden gesägte Löcher in die Box geführt. Drei Metallplatten sind vertikal in der Holzkiste
angeordnet um den Luftstrom besser zu verteilen. Mithilfe von Metallwinkeln und Schrauben
wurde der Kasten in der gewünschten Position befestigt. Die Montage der Winkel geschah
mithilfe von Metallstangen. Aufgrund des hohen Gewichts der Konstruktion mussten die Stangen
durch die gesamte Polystyrolwand geschlagen und rückseitig mit Metallplatten verschraubt
werden. Die verwendeten Winkel erlaubten es, den gesamten Aufbau in einer bestimmten Höhe
zu konstruieren, ohne dass dieser den Boden berührt. Dies war notwendig, da die Kammern die
Polystyrolwand komplett einschließen. Die Oberseite der Box ist mit einem Metallgitter und der
vordere Teil der Oberfläche zusätzlich mit einer weiteren Holzplatte abgedeckt, um den gesamten
Luftstrom in den Spalt zu lenken. Wird das Gebläse eingeschaltet, entwickelt sich ein Luftstrom,
der durch die Rohre und die Holzbox in den Spalt zwischen Wand und PV-System eintritt.
Abbildung 42: Angepasster Lüfter
Abbildung 43: Holzkasten für Luftstrom
– 79 –
Experimentalteil
Sind die Kammern geschlossen, ist es möglich ein gewünschtes Klima in diesen zu erzeugen.
Die Temperatur der beiden Kammern und somit die Umgebungstemperatur der PV-Anlage
betrug konstant 25◦C, um über das gesamte Experiment hinweg vergleichbare Bedingungen zu
gewährleisten. Ferner wurden verschiedene Messgeräte wie Temperatursensoren, Pyranometer
und Anemometer installiert. Ein Pyranometer wird zur Messung der Einstrahlung verwendet.
Es ist notwendig, dass es in dieselbe Richtung wie die bestrahlten Module ausgerichtet ist. Es
liefert die gemessen Werte in Watt pro Quadratmeter. Ein Anemometer muss in einem Luftstrom
positioniert werden, um die vorherrschende Windgeschwindigkeit zu messen, welche in Metern
pro Sekunde angegeben wird.
Der gesamte Aufbau inklusive des Ventilationssystems, der BiPV-Module und der installierten
Sensoren ist in Abbildung 44 dargestellt. In dem Bild befindet sich die PV-Anlage in Position 00.
Der Abstand zur Holzwand ist in dieser Stellung am geringsten.
Abbildung 44: Aufbau BiPV-Fassade
Ein wichtiger Teil bei der Vorbereitung des Experiments war es die Sensoren sinnvoll zu positionieren, um die Temperaturverteilung unter diversen Parametereinstellungen über das gesamte
PV-System messen zu können. Aus diesem Grund wurden insgesamt 19 Temperatursensoren
vorder- und rückseitig angebracht. Weiterhin befanden sich zwei Pyranometer an der Oberseite
– 80 –
Experimentalteil
der Konstruktion, um die Homogenität der Bestrahlung durch den Sonnensimulator zu überprüfen. Zusätzlich wurde ein Anemometer am Auslass des Luftspalts des höchsten PV-Moduls
installiert. Die mit verschiedenen Auslesegräten verbundenen Kabel der Sensoren führten durch
vorbereitete Löcher aus der Kammer. Die Photovoltaik-Module sind mit zwei MPP-Trackern
verbunden, welche die Leistung der Strings, die Werte der Referenztemperatursensoren 18 und
19 sowie des Pyranometers B auslesen. Das INTENT-Labor selbst stellt die 17 übrigen Temperatursensoren und das Pyranometer A zur Verfügung. Die Daten des Anemometers wurden
mithilfe eines Handauslesegerätes gespeichert. Die Anordnung der Sensoren ist in Abbildung 45
dargestellt.
Abbildung 45: Anordnung Sensoren
Abbildung 46: Parameter PV-System
Nach der Konstruktion des vorab erläuterten Aufbaus war es möglich, mit den eigentlichen
Experimenten zu beginnen. Unterschiedliche Parametereinstellungen wurden getestet, um zu
verstehen, inwieweit die Variation dieser Werte die generierte Leistung des BiPV-Systems beeinflusst.
Die Lampen des Sonnensimulators werden über die Eingabe der prozentualen Intensität gesteuert. Drei verschiedene Intensitätslevel zwischen 50% und 85% wurden getestet. Eine Intensität
von 50% entspricht einer Einstrahlung von rund 270 W/m2 , 70% korrespondiert zu ungefähr
500 W/m2 und die maximal getestete Bestrahlungsstärke lag bei einem Wert zwischen 700 und
750 W/m2 . Die Stärke des Blower-Door-Gebläses wird ebenfalls in Prozent eingestellt. Dieser
Parameter wurde in vier Schritten von 0% bis 75% variiert. Die sich entwickelnde Windgeschwindigkeit hängt von der Position des PV-Systems ab. Abbildung 46 zeigt einen Überblick
der ausgewählten Parameterwerte sowie einen Stahlwinkel mit vorbereiteten Löchern, wodurch
– 81 –
Experimentalteil
das BiPV-System in einer der gewünschten Positionen arrangiert werden kann. Insgesamt summiert sich die Auswahl auf 48 Parametersätze, was 12 unterschiedliche Einstrahlungs- und
Ventilationskombinationen pro Position bedeutet. Position 00 dient als Referenz, da es mit einem
Zentimeter dem kleinsten Luftspalt entspricht. Aufgrund der Erfahrungen aus den Simulationen
wird erwartet, dass diese Einstellung die Entwicklung eines Luftstroms, der sich positiv auf das
temperaturabhängige Verhalten der PV-Anlage auswirkt, am wenigsten fördert. Die anderen
drei Positionen wurden untersucht, um eventuelle Unterschiede in der Leistungsgeneration unter
gleichen Einstrahlungsintensitäten zu entdecken und den Effekt der Parametervariation auf
die Energieproduktion zu prüfen. Zur Auswertung der Experimente dienten der Vergleich des
effektiven Energieertrags sowie der Performance Ratio.
– 82 –
Experimentalteil
5.2.
Experimente - Ergebnisse und Fazit
Wie vorab erwähnt, wurden 48 verschiedene Parametersätze untersucht. Nach der Veränderung
eines Parameters schwankte die Betriebstemperatur der Module und die vom Sonnensimulator
ausgesandte Strahlung über einen gewissen Zeitraum bis ein stabiler Zustand erreicht wurde. Die
längste Anpassungszeit wurde bei der Erhöhung der Strahlungsintensität beobachtet. Dies liegt an
einer starken Fluktuation der Lichtstärke nach einer Veränderung dieser. Die vom MPP-Tracker
bereitgestellten Werte der Sensoren 18 und 19 dienten der Bestimmung eines stabilen Zustands.
Nach dem Erreichen von konstanten Bedingungen wurden für jeden Parametersatz ungefähr
20 Minuten Daten aufgenommen. Unglücklicherweise änderte sich das Systemverhalten während
der Aufzeichnung in manchen Fällen, was nicht während der Durchführung der Experimente
bemerkt wurde. Dies ist ein Grund dafür, dass die Daten weniger aussagekräftige Resultate
liefern. Dennoch sind gewisse Trends erkennbar.
Bei einem Blick auf die Ergebnisse fällt auf, dass die Performance Ratio unter den meisten
Parametereinstellungen relativ hohe Werte annimmt. Das liegt daran, dass die Versuche unter
kontrollierten Bedingungen durchgeführt wurden, was mit einer Elimination vieler leistungsmindernder Parameter einhergeht.
Abbildung 47: Pos00 - Performance Ratio - Energieertrag - Luftstrom
Abbildung 47 zeigt das Verhalten des PV-Systems installiert in Position 00. Die Parameter wurden wie folgt geändert: während der niedrigste Einstrahlungswert eingestellt wurde, variierte
die Belüftung in vier Schritten von 0% bis zu 75%. Diese Variation wurde zudem unter einer
Lichtintensität von 70% und abschließend unter 85% durchgeführt. In der Abbildung ist die
Performance Ratio des niedrigeren sowie des höher angeordneten Strings auf der primären yAchse eingetragen. Auf der sekundären Achse ist der zugehörige effektive Energieertrag zu sehen.
– 83 –
Experimentalteil
Zusätzlich ist der prozentuale Wert des zugeführten Luftstroms niedergeschrieben, der durch das
Blower-Door-Gebläse erzeugt wurde. Vertikal gestrichelte Linien markieren die Zeitpunkte, zu
denen dieser Parameter jeweils geändert wurde. Darüber hinaus sind die Werte der zugehörigen
Temperaturen von Sensor 15, die im Zentrum der Vorderseite des Photovoltaiksystems aufgenommen wurden, im Diagramm vermerkt.
Es ist sichtbar, dass die Kurven des effektiven Energieertrags sehr ähnlich auf eine Erhöhung
der Einstrahlungsintensität reagieren. Die Graphen der einzelnen Strings folgen einem fast
identischen Kurs. Entsprechend ist zu sehen, dass die Leistung mit zunehmender Intensität steigt.
Demgegenüber sinkt die Performance Ratio, basierend auf einer Erhöhung der Zelltemperatur.
Bei der Gegenüberstellung der Kurven wird deutlich, dass String 01 unter den gegebenen Umständen effizienter arbeitet. Die Performance Ratio ist über den gesamten untersuchten Zeitraum
hinweg höher. Der künstlich zugeführte Luftstrom hat dabei keine wesentlichen Auswirkungen
auf das Verhalten von String 01. Bei Betrachtung der Kurve von String 02 fällt auf, dass die
Performance Ratio bei zunehmender Windgeschwindigkeit mit gemessenen Maximalwerten von
1,3 m/s vor allem unter den ersten beiden Einstrahlungslevels abnimmt. Dies ist primär auf einen
Anstieg der Modultemperatur zurückzuführen. Da das verwendete Verkapselungsmaterial auf
der Vorderseite der Module aus einer dünnen Polycarbonatschicht besteht, ist die dort gemessene
Temperatur in guter Näherung als Zelltemperatur anzunehmen. Die auf der Rückseite gemessenen Werte sind deutlich niedriger. Das liegt zum einen daran, dass keine direkte Strahlung auf
diesen Anlagenteil trifft. Zum anderen wirkt die Rückseitenschicht als Isolation aufgrund der
Tiefe des verwendeten Materials. Diese Sachverhalte sind in Abbildung 48 erkennbar.
Abbildung 48: Pos00 - TVerteilung - Einstrahlung 85% - Luftstrom 0% and 75%
– 84 –
Experimentalteil
In der Abbildung ist die Interpolation der rück- und vorderseitigen Temperaturverteilungen entlang der PV-Module in Position 00 unter einer Einstrahlung von 85% ohne und mit maximalem
Luftstrom dargestellt. Es ist zu erkennen, dass die Temperatur auf der Vorderseite mit einer
zunehmenden Ventilationsstärke leicht ansteigt. Die Rückseite wird abgekühlt. Während sich
das PV-System in Position 00 befindet, dominiert die auftreffende Einstrahlung die Frontseitentemperatur.
Die Erstellung des Experiments zielte unter anderem darauf ab, die verwendeten PV-Module
auf deren alternative Verkapselungsmaterialien hin zu untersuchen. Leider ist der rückseitige
Isolationseffekt höher als erwartet. Der zugeführte Luftstrom hat dadurch nicht den erwarteten
Einfluss auf die Solarzellentemperatur.
Abbildung 49: Einstrahlung 50% - Performance Ratio - String 01
Abbildung 50: Einstrahlung 85% - Performance Ratio - String 01
Bei Betrachtung der Performance Ratio in den anderen untersuchten Positionen hat der zugeführte Luftstrom eine andere Wirkung. Unter den Positionen 01 und 02 führte eine in den Luftspalt
eingebrachte stärker werdende Ventilation zu einer leichten Erhöhung der Performance Ratio der
– 85 –
Experimentalteil
Module. Während der Wert von String 02 in allen untersuchten Fällen sinkt, erhöht sich die PR
von String 01 in einem größerem Ausmaß.
Abbildung 49 zeigt die Graphen der Performance Ratio von String 01 in den vier untersuchten
Positionen unter einer relativen Einstrahlung von 50% und den getesteten Ventilationsstufen.
Abbildung 50 illustriert die Resultate unter einer Lichtintensität von 85%. Der entsprechende
Graph für 70% ist in Anhang IV zu sehen.
Der Verlauf der Kurven in Abbildung 49 ist nahezu unbeeinflusst von der Position des PVSystems und der zugeführten Ventilation. Unter dem maximal eingestellten Luftstrom nimmt
die Performance Ratio der Module in Position 03 leicht ab. Bei Betrachtung von Abbildung 50
wird ersichtlich, dass sich dieser Trend mit einer zunehmenden Einstrahlungsintensität verstärkt.
Der Grund dieser Abnahme ist nicht vollständig geklärt. Die inhomogene Strömungsverteilung
in dem Luftspalt zusammen mit der in der Kammer vorherrschenden Fluiddynamik könnten
als Ursache für diesen Effekt gelten. Der Graph des getesteten Systems in Position 03 ist in
Anhang IV abgelegt.
Im Gegensatz dazu ist in Abbildung50 ersichtlich, dass das Leistungsverhalten der unteren beiden PV-Module in Position 01 von einer zunehmenden Luftströmung unter hoher Einstrahlung
profitiert. Unter den getesteten Bedingungen senkt der eingeführte Luftstrom die Solarzellentemperatur und verbessert damit die Arbeitsbedingungen der Module.
Abbildung 51: Pos01 - Performance Ratio - Energieertrag - Luftstrom
Abbildung 51 zeigt das Verhalten des Systems unter Einbeziehung aller getesteter Parameter in
Position 01. Wiederum sind die Performance Ratio, der Energieertrag, die Ventilationsstärke
sowie die gemessenen Werte von Sensor 15 eingetragen. Bei Betrachtung der Temperatur ist
erkennbar, dass diese im Zentrum der Vorderseite des Systems mit zunehmendem Luftstrom
– 86 –
Experimentalteil
abnimmt. Zeitgleich ist ein Anstieg der Performance Ratio von String 01 zu verzeichnen. Je
höher die Einstrahlungsintensität ist, umso signifikanter wird der Unterschied der Performance
Ratio bei maximal zugeführtem Luftstrom im Gegensatz zur PR ohne Ventilation.
Abbildung 52: Pos01 - TVerteilung - Einstrahlung 85% - Luftstrom 0% and 75%
Abbildung 52 zeigt die Interpolation der vorderseitigen Temperaturverteilung des Systems in
Position 01 mit maximaler Einstrahlung ohne zugeführten Luftstrom und unter einer prozentualen
Ventilationsstärke von 75%. Dabei betrug die gemessene maximale Windgeschwindigkeit 2,5 m/s.
Bei Betrachtung der Abbildung wird erkennbar, dass die Temperatur des unteren Anlagenteils
geringfügig sinkt, während sich der obere Teil leicht erwärmt. Dieser Umstand führt zu der
beobachteten Entwicklung der Performance Ratio.
Die Ergebnisse in Position 02 veranschaulichen ähnliche Trends. Der entsprechende Graph ist in
Anhang IV niedergelegt. Es ist darüber hinaus ersichtlich, dass der Nutzen eines eingeführten
Luftstroms auf die Performance Ratio geringer ausfällt als in Position 01. Dies liegt an einem
niedrigeren Kühleffekt unter einer erzeugten Windgeschwindigkeit von 2,3 m/s.
Obwohl der experimentelle Aufbau einer Optimierung bedarf, sind die Auswirkungen der Variation der Luftspaltengröße auf das Verhalten des PV-Systems erkennbar. So sank die PR,
wenn die Module zu nah oder zu weit entfernt von der getesteten Wand installiert worden sind.
Dieser Effekt verstärkt sich bei zunehmender Einstrahlung sowie einer ansteigenden Luftströmung zwischen dem PV-System und der Fassade. Eine Anbringung der Module zwischen den
Positionen 01 und 02 scheint ein guter Kompromiss zu sein. Bei einer Installation in diesen
untersuchten Abständen hatte der zugeführte Luftstrom eine positive Wirkung auf den unteren
Teil der PV-Anlage. Das wird bei Betrachtung der Abbildung 53 sichtbar. Die Abbildung zeigt
die Interpolation der Temperaturverteilungen des Systems in allen getesteten Positionen unter
einer Einstrahlungsintensität von 85% und einem Belüftungslevel von 75%. Es ist zu sehen, dass
– 87 –
Experimentalteil
sich das System in Position 03 am meisten aufheizt. Der ausgeprägteste Kühleffekt tritt bei der
Anbringung der Module in Position 01 auf.
Abbildung 53: TVerteilung Vorderseite - Einstrahlung 85% - Ventilation 75%
Bei der Betrachtung der Ergebnisse müssen verschiedene ungünstige Faktoren mit berücksichtigt
werden. Die Tatsache, dass das Verkapselungsmaterial auf der Rückseite mit 32 mm zu dick
war, könnte dazu geführt haben, dass der obere Teil des Systems in keiner Weise von dem
eingeführten Luftstrom profitierte. Darüber hinaus wurden teils keine konstanten Bedingungen
bei der Aufzeichnung der Daten erreicht. Zusätzlich konnte das Verhalten der Fluiddynamik
innerhalb der geschlossenen Kammer nicht vollständig nachvollzogen werden. Diese Punkte
müssen bei der Begutachtung der Ergebnisse miteinbezogen werden.
Dessen ungeachtet diente das Experiment als erster Test, um zu sehen, welche Aspekte bei der
Erstellung eines solchen Aufbaus verbessert werden müssen. Weitere Versuche werden folgen,
um den Einfluss der Größe des Luftspalts und den sich darin entwickelnden Fluidstrom zu
prüfen. Dafür sollten Module gewählt werden, deren Rückseitenmaterial dünner ist. Zusätzlich
müssen die bestehenden Bedingungen innerhalb der Kammer untersucht sowie das Belüftungssystem überarbeitet werden, um einen in der Breite homogeneren aufsteigenden Luftstrom zu
gewährleisten.
– 88 –
Zusammenfassung und Ausblick
6.
Zusammenfassung und Ausblick
Der Beweggrund dieser Arbeit lag in der Untersuchung von Parametern, welche das Leistungsverhalten von BiPV-Systemen, installiert an bestehenden Gebäuden, beeinflussen. Dies wurde
in erster Linie mithilfe dynamischer Simulationen unter Verwendung der Software TRNSYS
durchgeführt. Dabei kamen zwei Gebäudetypen mit unterschiedlichen Einsatzzwecken, Wohnund Bürogebäude, an zwei Standorten zum Einsatz. Die ausgewählten Standorte waren Bolzano
und Leipzig. Die PV-Module wurden entlang der Gebäudefassade unter einem Winkel von 90◦
in Südausrichtung simuliert. Der Schwerpunkt der Simulationen lag auf der Untersuchung der
Luftspaltgröße zwischen der Gebäudehülle und dem installierten PV-System in Abhängigkeit
von unterschiedlichen PV-Technologien sowie variierender Anlagengrößen
Es wurde deutlich, dass ein warmes Klima sowie eine hohe Temperaturabhängigkeit der verwendeten PV-Materialien das Verhalten eines PV-Systems negativ beeinflussen. Zusätzlich sinkt die
Effizienz einer Photovoltaik-Installation mit zunehmender Länge der Anlage. Dies liegt in einem
Anstieg der Betriebstemperatur des PV-Systems, welcher durch die vorab genannten Faktoren
hervorgerufen beziehungsweise verstärkt wird, begründet. Es ist notwendig ein geeignetes Verhältnis zwischen der Fläche einer gewählten PV-Anlage und der Größe des Luftspalts zu finden,
um die Zelltemperatur abzusenken und somit das davon abhängige Systemleistungsverhalten zu
verbessern. Je kleiner der Luftkanal und je schmaler die Anlage ist, desto ausgeprägter ist der
Temperaturgradient und damit der Effizienzverlust entlang des Systems.
Zusätzlich wurde ersichtlich, dass das Gebäude selbst von einem nachträglich installierten BiPVSystem profitieren kann. Die Breite eines Systems bestimmt die Stärke des erzeugten Luftstroms
entlang der Fassade, der die Temperatur der äußeren Oberfläche der Gebäudewand entweder
anhebt oder absenkt. Die Innenraumtemperatur wird dadurch über einen verstärkten Temperaturtransfer von der Außenseite beeinflusst. Abhängig von den Abmaßen der gewählten PV-Anlage
und der Position der Installation an der Gebäudefassade kann ein angebrachtes BiPV-System den
Gesamtenergiebedarf, der notwendig ist, um ein gewünschtes Raumklima zu erzeugen, deutlich
vermindern.
Der experimentelle Teil der Arbeit befasste sich mit der Konstruktion eines Aufbaus, welcher
genutzt wurde, um das Leistungsverhalten einer gebäudeintegrierten Photovoltaikanlage zu
untersuchen. Dabei kamen kristalline Siliziumsolarmodule zum Einsatz. In einer geschlossenen
und temperaturgeregelten Kammer wurde das PV-System vor einer vorbereiteten Holzwand
– 89 –
Zusammenfassung und Ausblick
installiert. Dabei war die Einstrahlung, die von einem Sonnensimulator bereitgestellt wurde,
sowie ein in den Luftspalt zwischen den PV-Modulen und der Wand eindringender Luftstrom
variierbare Parameter. Zusätzliche konnte der Abstand zwischen der Wand und der PV-Anlage
verändert werden.
Während der Durchführung des Experiments hatte der in den Spalt eingeführte Luftstrom einen
positiven Effekt auf das Leistungsverhalten der untersuchten Module, wenn diese in einem
Abstand von sechs oder neun Zentimetern zur getesteten Fassade installiert waren. Unter einem
zu kleinen oder auch zu großen getesteten Luftspalt sank die Effizienz. Es konnten grundsätzliche
Leistungstrends in Abhängigkeit von der Kanalgröße und des ankommenden Luftstroms mithilfe
des durchgeführten Experiments erkannt werden.
Leider wurde in manchen Fällen während der Aufnahme der Daten unter bestimmten Parametersätzen keine stabilen Bedingungen erreicht. Darüber hinaus konnte das Verhalten der
Fluiddynamik innerhalb der geschlossenen Kammer nicht vollständig nachvollzogen werden.
Diese Sachverhalte und das isolierende Rückseitenmaterial der verwendeten PV-Module führten
zu weniger vertrauensvollen Ergebnissen.
Nichtsdestotrotz diente das Experiment als ein erster lehrreicher Ansatz. Es hat sich gezeigt,
welche Parameter und Einstellungen beim Entwurf und Aufbau eines Versuchsmodells einer
retrospektiven BiPV-Anlage angepasst und verbessert werden müssen.
Weiterführend könnte durch eine Verbindung der theoretischen Simulation und praktischen
Durchführung solcher Experimente ein Vergleich angestellt werden. Dieser könnte die Realitätsnähe der simulierten Zustände bewerten. Zusätzlich müssen Simulationen von BiPV-Systemen an
bestehenden Gebäuden verbessert werden. Dabei sollten weitere Aspekte wie beispielsweise die
Auswirkungen der Installation auf die Lichtverteilung innerhalb des Gebäudes Berücksichtigung
finden. Ein solcher Ansatz würde zu realistischeren Simulationen führen, die als nützliches
Werkzeug zur Planung und Installation von BiPV-Systemen eingesetzt werden könnten.
– 90 –
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– 95 –
ANHANG
Anhang
Anhang I - Parameter, Inputs und Outputs von Typ 567 . . . . . . . . . . . . . . . . . .– 97 –
Anhang II - Schedules für Zielgebäude . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .– 99 –
Appendix III - Graphen Simulationen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . –. 100 –
Appendix IV - Experimente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . –. 105 –
– 96 –
ANHANG
Anhang I - Parameter, Inputs und Outputs von Typ 567
Tabelle 13: Typ 567 Parameter
Nr.
Parameter
Wert
Einheit
01.
02.
Collector Length
Collector Width
2,70
m
1,56 / 1,587 / 2,484 m
03.
Cover Emissivity
0,90
Fraction
04.
Cover Conductivity
5,04
kJ/(hr*m*K)
05.
06.
Cover Thickness
Substrate Resistance
0,00635
0,01
m
(hr*m2 *K)/kJ
07.
Channel Emissivity - top
0,9
Fraction
08.
Channel Emissivity - bottom
0,9
Fraction
09.
10.
Back Resistance
Channel Height
1,00
0,001 - 0,2
(hr*m2 *K)/kJ
m
11.
Absorptance
0,9
Fraction
12.
Refractive Index
1,53
13.
Extinction Coefficient
1,00
m−1
Tabelle 14: Typ 567 Inputs
Nr.
Input
Wert
Einheit
01.
Inlet Temperature
*
C
02.
Inlet Flow Rate
*
kg/hr
03.
Ambient Temperature
*
C
04.
05.
Sky Temperature
Back Surface Temperature
*
*
C
C
06.
Incident Solar Radiation
*
kJ/(hr*m2 )
07.
Total Horizontal Radiation
*
kJ/(hr*m2 )
08.
09.
Horizontal Diffuse Radiation
Ground Reflectance
*
0.2
kJ/(hr*m2 )
Fraction
10.
Incidence Angle
*
Degrees
11.
Collector Slope
*
Degrees
12.
13.
Top Heat Loss Coefficient
Atmospheric Pressure
25
1
kJ/(hr*m2 )
Atm
14.
PV Efficiency
*
Fraction
– 97 –
ANHANG
Tabelle 15: Typ 567 Outputs
Nr.
Output
Einheit
01.
02.
Outlet Fluid Temperature
Outlet Fluid Flow Rate
◦C
03.
Useful Energy Gain
kJ/hr
04.
Thermal Efficiency
Fraction
05.
06.
Power Production
PV Efficiency
kJ/hr
Fraction
07.
Cover Temperature
◦C
08.
PV Temperature
◦C
09.
10.
Upper Channel Temperature
Mean Fluid Temperature
◦C
11.
Lower Channel Temperature
◦C
12.
Back Surface Temperature
◦C
13.
14.
Incidence Angle Modifier
Convective Top Losses
Fraction
kJ/hr
15.
Radiative Top Losses
kJ/hr
16.
Back Losses
kJ/hr
17.
Absorbed Radiation
kJ/hr
– 98 –
kg/hr
◦C
ANHANG
Anhang II - Schedules für Zielgebäude
Tabelle 16: Schedules Wohngebäude
Zeitplan
Bewohner im Haus
Wärmequellen
Schedule
Von
Bis
Wert
Wert
Von
Bis
Wert
Wert
00:00
01:00
4
105,0 kJ/hr
14:00
15:00
1
120,0 kJ/hr
01:00
06:00
06:00
07:00
4
2
55,0 kJ/hr
392,5 kJ/hr
15:00
17:00
17:00
18:00
0
1
120,0 kJ/hr
170,0 kJ/hr
07:00
08:00
3
457,5 kJ/hr
18:00
19:00
2
170,0 kJ/hr
08:00
09:00
2
420,5 kJ/hr
19:00
20:00
2
615,0 kJ/hr
09:00
11:00
11:00
12:00
0
1
55,0 kJ/hr
250,0 kJ/hr
20:00
21:00
21:00
22:00
4
3
420,0 kJ/hr
420,0 kJ/hr
12:00
13:00
3
55,0 kJ/hr
22:00
23:00
4
442,5 kJ/hr
13:00
14:00
2
120,0 kJ/hr
23:00
24:00
4
355,0 kJ/hr
Zeitplan
Von
Werte - Heizen
Bis
Werktag
◦C
Wochenende
00:00
07:00
07:00
09:00
15
20 ◦C
15 ◦C
20 ◦C
09:00
16:00
15 ◦C
20 ◦C
16:00
24:00
20 ◦C
20 ◦C
Tabelle 17: Schedules Bürogebäude
Zeitplan
Bewohner im Haus
Wärmequellen
Ventilation
Wert Werktag
Wert Werktag
Wert Werktag
Von
Bis
00:00
07:30
0
0 kJ/hr
0 1/hr
07:30
08:30
08:30
12:30
16
16
10.764 kJ/hr
10.764 kJ/hr
0 1/hr
1,6 1/hr
12:30
13:30
16
10.764 kJ/hr
0 1/hr
13:30
17:30
16
10.764 kJ/hr
1,6 1/hr
16:30
24:00
0
0 kJ/hr
0 1/hr
Zeitplan
Von
Bis
Werte - Heizen
Werktag
Werte - Kühlen
Wochenende
◦C
12
◦C
Werktag
45 ◦C
00:00
07:30
12
07:30
17:30
21 ◦C
12 ◦C
21 ◦C
45 ◦C
17:30
24:00
12 ◦C
12 ◦C
45 ◦C
45 ◦C
– 99 –
45
Wochenende
◦C
ANHANG
Appendix III - Graphen Simulationen
Wohngebäude Ergebnisse
Abbildung 54: Wohngebäude - Leipzig - Performance Ratio
Abbildung 55: Wohngebäude - SGS-System - Verhältnis: Energieertrag & Luftspalt
– 100 –
ANHANG
Abbildung 56: Wohngebäude - SGS-System - 10.8 m - TVerteilung im Luftspalt
Abbildung 57: Leipzig - Solare Einstrahlung - Modulwinkel 90◦ - Südausrichtung
Abbildung 58: Wohngebäude - Solbian - Leipzig - Jährliche Stromproduktion
– 101 –
ANHANG
Abbildung 59: Wohngebäude - Bolzano - Stündlicher Wärmebedarf
Bürogebäude Ergebnisse
Abbildung 60: Bürogebäude - Leipzig - Abhängigkeit Energieertrag
– 102 –
ANHANG
Abbildung 61: Bürogebäude - Leipzig - Stromproduktion
Abbildung 62: Bürogebäude - Leipzig - Wärmebedarf
Abbildung 63: Bürogebäude - Leipzig - Kühlbedarf
– 103 –
ANHANG
Vergleich der Simulationen
Abbildung 64: Zugeführte Energiemenge - Vergleich - Leipzig - Referenzfall
– 104 –
ANHANG
Appendix IV - Experimente
Abbildung 65: Einstrahlung 70% - Performance Ratio - String 01
Abbildung 66: Pos03 - Performance Ratio - Energieertrag - Luftstrom
Abbildung 67: Pos02 - Performance Ratio - Energieertrag - Luftstrom
– 105 –