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text: \n  \n \n\n \n \n\nMachbarkeitsstudie \n \n\nPhotovoltaikanlage \nHallenbad Dübendorf \n\n \n \n\nGraphik von Markus Schietsch Architekten GmbH \n\n \n\nProjektverfasser: \n\n \n\nBE Netz AG \nSamuel Summermatter \nPascal Wieser \nLuzernerstrasse 131 \n\nCH-6014 Luzern \n \n041 319 00 41 \nsamuel.summermatter@benetz.ch \nwww.benetz.ch\n\nAuftraggeber: \n\n \n\nMSA Generalplaner GmbH \n\nHerr Stefan Uhl \nHardstrasse 69 \nCH-8004 Zürich \n\n \n \n044 444 38 49 \nsu@markusschietsch.com \nhttp://www.markusschietsch.com \n \n\nDatum: 3. Februar 2022 \n\nVersion: MK_001 \nProjektnummer: 4021118 \n\nRevisionskontrolle: \n\nVersion Revisionsnotizen Datum \n\nV 001 \nV 002 \n\nErste Version \nZweite Version gemäss Anpassungen Architekten \n\n31.01.2022 \n03.02.2022 \n\n   \n \n\n\n\nMachbarkeitsstudie \n\n03.02.2022  2/13 \n\nInhaltsverzeichnis \n\nMachbarkeitsstudie ........................................................................................................ 1 \n\n1 Zusammenfassung ............................................................................................. 3 \n\n1.1 Kurzbeschrieb ...................................................................................................... 3 \n\n1.2 Weiteres Vorgehen ................................................................................................ 3 \n\n2 Ausgangslage ..................................................................................................... 4 \n\n2.1 Ziele Machbarkeitsstudie ........................................................................................ 4 \n\n2.2 Objekt ................................................................................................................ 4 \n\n2.3 Standort .............................................................................................................. 4 \n\n2.4 Verschattung ....................................................................................................... 5 \n\n2.5 Netzanschluss / Energiekonzept ............................................................................... 6 \n\n2.6 Statik ................................................................................................................. 6 \n\n2.7 Baumeldung / Baubewilligung ................................................................................. 6 \n\n2.8 Energiebedarf....................................................................................................... 6 \n\n3 Anlagenvarianten ............................................................................................... 7 \n\n3.1 Varianten ............................................................................................................ 7 \n\n3.2 Modullayouts ........................................................................................................ 9 \n\n3.3 Wirtschaftlichkeit ................................................................................................. 10 \n\n4 Anlagendetails ................................................................................................. 11 \n\n4.1 Montagekonstruktion ............................................................................................ 11 \n\n4.2 Dachsicherheit .................................................................................................... 11 \n\n4.3 Kabelführung ...................................................................................................... 11 \n\n4.4 Wechselrichter-Standort ........................................................................................ 12 \n\n5 Anhang ............................................................................................................ 13 \n\n\n\nMachbarkeitsstudie \nZusammenfassung \n\n03.02.2022  3/13 \n\n1 Zusammenfassung \n\n \n1.1 Kurzbeschrieb \n\nAuf dem Dach vom Hallenbad Dübendorf kann eine PV- Anlage mit einer maximalen Leistung von rund 565 \nkWp installiert werden. Mit der Energieproduktion von rund 430 MWh kann ca. 20 % vom berechneten Jah-\nresbedarf der Anlage produziert werden. Der meiste produzierte Strom kann entsprechend direkt vor Ort ver-\nbraucht werden. Damit können rund 60t CO2 pro Jahr eingespart werden1. \n \nDie Betriebskosten für den Strombezug werden durch die PV- Anlage jährlich um durchschnittlich 39‘000 CHF \nreduziert. Zusätzlich können von Fördergelder in der Höhe von bis zu 158‘000 CHF profitiert werden. Somit \nkönnen 1‘337‘000 Fr. der gesamthaften Investitionskosten von 3‘082‘000 CHF über 30 Jahre amortisiert wer-\nden. Aufgrund des sehr tiefen Energiepreises für Grossbezüger von 13 Rp./kWh (inkl. Netznutzung) und den \nhohen Investitionskosten der ästhetischen Lösung ist es nicht möglich die Anlage über die Lebensdauer zu \namortisieren. \n \nUm das Dach optimal in die Architektur zu integrieren wurden gemeinsam mit dem Architekten mehrere ge-\nstalterische Varianten ausgearbeitet. Bei der einen Variante werden die Module in zwei unterschiedlichen \nFarbkombinationen per Keramikdruck verändert, sodass diese als opake, satinierte Platten wirken. Zudem \nsollen die Module bei dieser Variante als Rauten angeordnet werden. Bei einer weiteren Variante werden die \nSolarzellen hervorgehoben gezeigt und die Module als durchscheinende Platten dargestellt. Beide Varianten \n\nhaben eine Leistungs- und Ertragsreduktion von ca. 30% zur Folge, entweder durch Farbe oder durch eine \nschlechtere Flächenausnutzung wegen dem grösseren Zellabstand. Dies reduziert entsprechend auch den \n\nPayback. \n\n \n\nDie Anforderungen an die Grösse vom Netzanschluss, den Platzbedarf der technischen Einrichtungen sowie \ndie statischen Anforderungen an die Tragwerkskonstruktion ändern sich mit dem Bau der PV- Anlage. Die \n\nkonkreten Einflüsse und Lösungen müssen im nächsten Projektschritt genauer untersucht werden. \n \n\n1.2 Einschätzung BE Netz \n\nIm Vergleich zu einer Standard PV- Aufdachanlage hat die PV- Anlage rund doppelt so hohe Energieprodukti-\n\nonskosten. Mit den sehr tiefen Energiekosten ist ein wirtschaftlicher Betrieb nicht möglich. Eine Verbesserung \nwäre möglich, wenn die sehr nahe gelegenen Bäume entfernt würden, da diese starken Schattenwurf zur \nFolge haben. \n\nDer Bau der PV- Anlage kann aber trotzdem empfohlen werden. Für dieses Gebäude ist das Dach eher als \n\nFassade zu werden da es sehr prägnant für die Architektur ist. Die PV- Elemente können zur Gestaltung die-\nser Fassade eingesetzt werden. Zudem ist auf öffentlichen Gebäuden die Produktion von erneuerbaren Ener-\ngien sehr wichtig, da diese auch einen Vorbildcharakter haben. Dazu eignet sich das gut einsehbare Dach \n\nvom Hallenbad optimal. \n \n\n1.3 Weiteres Vorgehen \n\nDas weitere Vorgehen kann nach den SIA Phasen gegliedert werden. Nach einem ersten Variantenentscheid \nkann in einem Vorprojekt die gewählte Variante präzisiert werden, sodass eine Baueingabe erarbeitet werden \nkann.  \n\nIm Bauprojekt müssen alle technischen Schnittstellen geklärt werden, damit eine Ausschreibung erstellt wer-\nden kann.  \n\nEs empfiehlt sich während dem Bau einen PV- Fachplaner für die fachliche Bauleitung einzusetzen.  \n \nGerne Unterstütze Sie BE Netz weiter als Fachplaner in diesem Projekt. \n\n                                                \n1 Strom-Konsummix CH: 181 g CO2-eq/kWh | PV- Strom 42 g CO2-eq/kWh |Einsparung 139 g CO2-eq/kWh \n\n\n\nMachbarkeitsstudie \nAusgangslage \n\n03.02.2022  4/13 \n\n2 Ausgangslage \n\n \n2.1 Ziele Machbarkeitsstudie \n\nDie Gemeinde Dübendorf hat als Bauherrin nachträglich im Projekt eine PV- Anlage auf dem Dach gefordert. \n\nIn der Machbarkeitsstudie werden gemeinsam mit dem Architekten gestalterische Lösungsvorschläge erarbei-\n\ntet um das geplante Dach mit einer integrierten PV- Anlage auszuführen. In Abstimmung mit der Bauherr-\n\nschaft wird auf Grund der prägnanten Erscheinung der Dachflächen als Hauptfassade eines öffentlichen Ge-\n\nbäude kein standardisiertes Indachsystem untersucht. \n\nFür die Varianten werden jeweils eine Kostenschätzung, eine Ertragsberechnung und eine Simulation vom \n\nEigenverbrauch gemacht. Mit den gesammelten Informationen können dann die Projektmehrkosten über eine \n\nLebensdauer von 30 Jahre berechnet werden da sich das Solardach durch die Energieproduktion teilweise sel-\n\nber refinanziert. Zudem können auch Fördergelder mit berücksichtigt werden. \n \n2.2 Objekt \n\nEs geht um den Neubau eines Hallenbades anstelle der heutigen Garderobengebäude vom Aussenbad. Die \n\nTechnik vom Aussenbad bleibt im Keller von heutigen Bau, wird jedoch auch erneuert. Das neue Hallenbad \n\nwird über den bestehenden Keller mit der Schwimmbadtechnik vom Aussenbad gebaut. \n\n \n2.3 Standort \n\n  \n\nAbbildung 1: Umgebunsplanung Hallenbad mit diversen Bäumen \n\n \n\nKoordinaten Breite  47.3942/ Länge  8.6244 \n\nBFS- Nummer 191 \n\nAdresse Oberdorfstrasse 23, 8600 Dübendorf \n\nZone Eingeschränkte Bauzone (Erholungszone) \n \n\n\n\nMachbarkeitsstudie \nAusgangslage \n\n03.02.2022  5/13 \n\n2.4 Verschattung \n\nAufbauten \n\nBisher sind keine Aufbauten bekannt. Es sind diverse Oblichter geplant, welche in das PV- Anlagenlayout ar-\n\nchitektonisch integriert werden. Die Restflächen um die Oblichter bleiben inaktiv. Es ist auf möglichst geringe \n\nVerschattungseffekte zu achten. \n\n \n\nHorizont \n\nDie Ostfläche zum Aussenbad hin weist wenig Verschattung durch nahegelegene Bäume auf. Die Westseite \n\nwird durch Bäume relativ stark verschattet. Auf Stufe Machbarkeitsstudie wird der Einfluss der Bäume für die \n\nErtragsberechnung grob im Horizont mit berücksichtigt (mittlere Horizontlinie). Für genauere Aussagen wäre \n\neine 3D Simulation im Vorprojekt notwendig. \n\n \n\nAbbildung 2: Horizont und Sonnenverlauf beim Gebäude ohne Bäume \n\n \nAbbildung 3: Horizont und Sonnenverlauf beim Gebäude mit Bäume (mittlere Horizontlinie) \n\n\n\nMachbarkeitsstudie \nAusgangslage \n\n03.02.2022  6/13 \n\n \nEs ist mit einer Ertragseinbusse zwischen 10 – 15% durch den Verschattungseffekt der Bäume zur rechnen. \nDies wurde bei den Wetterdaten und der Ertragsprognose entsprechend mit diesem Horizont berücksichtigt. \n \n2.5 Netzanschluss / Energiekonzept \n\nGemäss Berechnung vom Elektroplaner Schmidiger Rosasco AG ist der Anschluss vom neuen Hallenbad mit \n\n400A geplant. Der Anschluss vom neuen Hallenbad wird mit dem bestehenden Anschluss vom Aussenbad zu-\n\nsammengelegt. \n\nDer Netzanschluss muss je nach Anlagenvariante massiv vergrössert werden. Das Anschlussgesuch muss \n\nentsprechend erneuert werden. \n\n \n2.6 Statik \n\nDie statischen Zusatzanforderungen sind im Vorprojekt genauer zu klären. Es ist mit einer ungefähren zu-\n\nsätzlichen Dachlast durch das Solarglas von 15 – 23 kg/m2 zu rechnen. \n \n2.7 Baumeldung / Baubewilligung \n\nDas Objekt liegt in einer Bauzone mit eingeschränkter Nutzung. Ob für die Solaranlagen ein neues Baugesuch \n\neingereicht werden muss ist durch den Architekten zu klären. \n \n2.8 Energiebedarf \n\nVom Planungsteam liegt keine Energiebedarfsabschätzung vor. Für die Berechnung vom Eigenverbrauch \n\nwurde eine grobe Abschätzung vom PV- Planer gemacht. Hierzu wurde der Schnellcheck nach SIA 2056 ange-\n\nwendet. Es wurde von einer relevanten Energiebezugsfläche von ca. 3‘000 m2 ausgegangen. Die Resultate \n\nwurden verglichen mit einer Bedarfsabschätzung nach dem BFE Leitfaden „Energie in Hallen- und Freibäder“. \n\nDie Resultate vom elektrischen Gesamtenergieverbrauch (inkl. Wärme mit Wärmepumpen und Abwärmenut-\n\nzung) sind vergleichbar, wenn auch die Aufteilung zwischen Wärme und Technik bei den Methoden etwas un-\n\nterschiedlich ist. Für das Lastprofil wird wie nach VDEW empfohlen das Verbraucherprofil G2 verwendet. \n\nDazugezählt werden noch die bestehenden Verbrauchsdaten vom Aussenbad, wobei die Technik erneuert \n\nwird und eher mit einem geringeren Verbrauch gerechnet werden muss \n \n\n Energiebedarf Verbrauchsprofil \n\nEnergieverbrauch Neubau 1‘800 MWh/a VDEW (G2) \n\nErneuertes Aussenbad 260 MWh/a Gemessene Lastgangdaten \n\n \n\n\n\nMachbarkeitsstudie \nAnlagenvarianten \n\n03.02.2022  7/13 \n\n3 Anlagenvarianten \n \n3.1 Varianten \n\nVariantenbeschrieb  \n\nVariante 02 \n\ntransparent \n\nQuadratische, transparente Module, Glas leicht satiniert um Blendungen zu reduzie-\nren, erhöhter Zellabstand erzeugt durch die Durchsicht auf die Unterkonstruktion \neine Tiefenwirkung in der Ansicht. \n\n \n \n\n \n \n\nVariante 03 \n\nfarbig \n\nQuadratische Module um 45° gedreht, als Rauten angeordnet, zwei unterschiedliche, \nvermutlich helle Farben, pro Modul jedoch monochrome Farbe (siehe Visualisierung \nTitelbild). Für ein einheitliches Erscheinungsbild werden ein schwarzer Hintergrund \nund abgedeckte Busbars benötigt. Erzeugt durch Abwechslung von Farbe entspre-\nchende Musteroptik. \n\n \n\n\n\nMachbarkeitsstudie \nAnlagenvarianten \n\n03.02.2022  8/13 \n\n \n \n\nVariante 04 \n\nschwarz \n\nQuadratische Module schwarz, mit eingefärbten Busbars und satinierter Oberfläche. \nMöglichst geringe Verluste. \n\n \n \n\n \n \n\n \n\n  \n\n\n\nMachbarkeitsstudie \nAnlagenvarianten \n\n03.02.2022  9/13 \n\n3.2 Modullayouts \n\n Variante 02 \n\ntransparent \n\nVariante 03 \n\nfarbig \n\nVariante 04 \n\nschwarz \n\nDachflächen total brutto ca. 3‘800m² brutto ca. 3‘800m² brutto ca. 3‘800m² \n\nAnzahl Zellen M3 \n\n(Fullsquare) \n\nNom. 5.3Wp \n\n825 Module à 100 Zellen \n\n= 82‘500 Zellen \n\n1‘149 Module à 100 Zellen  \n\n= 114‘900 Zellen \n\n1‘027 Module à 100 Zellen  \n\n+134 Module à 70 Zellen  \n\n+32 Module à 80 Zellen \n\n= 114‘640 Zellen \n\nAbminderung durch \n\nSatinieren und Farbe \n\n-7% -35% -7% \n\nLayout \n\n   \n\nMögliche Leistung2: 406 kWp 426 kWp 565 kWp \n\nSpez. Ertrag Ost: 899 kWh/kWp/a 899 kWh/kWp/a 899 kWh/kWp/a \n\nSpez. Ertrag West: 622 kWh/kWp/a 622 kWh/kWp/a 622 kWh/kWp/a \n\nJährlicher Ertrag: 307‘830 kWh/a 323‘000 kWh/a 428‘400 kWh/a \n\n  \n\n                                                \n2 Für die Ertragsberechnung wird die Leistung pro Dachhälfte symmetrisch aufgeteilt und die Verteilung der \nOblichter nicht beachtet, da diese sowieso noch ändern könnten \n\n\n\nMachbarkeitsstudie \nAnlagenvarianten \n\n03.02.2022  10/13 \n\n \n3.3 Wirtschaftlichkeit \n\n Variante 02 \n\ntransparent \n\nVariante 03 \n\nfarbig \n\nVariante 04 \n\nschwarz \n\nEnergiedaten \n\nMögliche Leistung: 406 kWp 426 kWp 565 kWp \n\nSpez. Ertrag: 758 kWh/kWp/a 758 kWh/kWp/a 758 kWh/kWp/a \n\nJährlicher Ertrag: 308 MWh/a 323 MWh/a 428 MWh/a \n\nEnergiebezugsfläche \n\nNeubau (EBF): \n\n \n3‘000 m2 \n\n \n3‘000 m2 \n\n \n3‘000 m2 \n\nel. Energieverbrauch \n\nNeubau:3 \n\n \nca. 1‘600 MWh/a \n\n \nca. 1‘600 MWh/a \n\n \nca. 1‘600 MWh/a \n\nel. Energieverbrauch \n\nFreibad:4 \n\n \nca. 260 MWh/a \n\n \n260 MWh/a \n\n \n260 MWh/a \n\nEnergieanalyse \n\nDeckungsgrad: 15 % 15 % 21 % \n\nEigenverbrauchsgrad: 100 % 100 % 97 % \n\nAutarkie: 15 % 15 % 20 % \n\nWirtschaftliche Daten \n\nPreis5: 2‘704‘000 Fr. 3‘074‘000 Fr. 2‘982‘000 Fr. \n\nDachverstärkung 100‘000 Fr. 100‘000 Fr. 100‘000 Fr. \n\nEinmalvergütung: - 115‘370 Fr. - 120‘770 Fr. - 158‘300 Fr. \n\nGestehungskosten \n\nohne Zins6,7: \n\n33.8Rp./kWh 36.3Rp./kWh 27.0Rp./kWh \n\n∅ Jährlicher Payback8: 28‘605 Fr./Jahr 30‘014 Fr./Jahr 39‘296 Fr./Jahr \n\nErwarteter Payback in \n\n30 Jahren:  \n\n858‘150 Fr. 900‘420 Fr. 1‘178‘880 Fr. \n\n \n\nIn allen Berechnungen wurde mit einem Strombezugspreis (zu bezahlen an VNB) von 13 Rp./kWh gerechnet. \n\nAllgemein kann davon ausgegangen werden, dass die Strompreise längerfristig steigen werden, dies würde \n\nden Payback der Solaranlage zusätzlich verbessern. \n \n\n  \n\n                                                \n3 Gewerbeprofil G2 gemäss Empfehlung VDEW \n4 Lastverteilung gemäss bestehende Lastgangmessung Freibad \n5 PV- Komplett inkl. AC- Installation und Fachplanung, exkl.: Gerüst, dichtes „unter“-Dach, +-25% \n6 inkl. 3 Rp./kWh Betriebs- und Unterhaltskosten \n7 Betriebsdauer 30 Jahre \n8 Eigenverbrauch mit 13 Rp./kWh Einsparung (Glattpower industry Wasser), 8 Rp./kWh Rückliefertarif, abzgl. Betriebs- und \n\nUnterhaltskosten  \n\n\n\nMachbarkeitsstudie \nAnlagendetails \n\n03.02.2022  11/13 \n\n4 Anlagendetails \n \n4.1 Montagekonstruktion \n\nMit der Anforderung einer planen Fläche ohne Überlappung der Module fällt ein „klassisches“ Indach Montage-\nsystem weg. Geeignet für offene Fugen ohne Überlappung und Rahmen ist ein Fassaden Montagesystem. Es \nwird eine Trägerschiene vertikal auf das Solarmodul aufgeklebt und eine Einhängeschiene horizontal auf dem \nDach (z.B. Trapezblech hinterlüftet) montiert. Die Module können dann einzeln in der Einhängeschiene befes-\ntigt werden. Wichtig ist für den Unterhalt auch die einzelne Ersetzbarkeit der Module. \n \n\n \n\nAbbildung 4: Prinzipschnitt Dachaufbau \n\n4.2 Dachsicherheit \n\nAuf dem First muss ein fix installiertes Sicherheitssystem montiert werden. Dies kann ein Seilsystem oder \n\nauch ein Schienensystem sein, welches sich besser integrieren liesse. Die genaue Ausbildung vom First muss \n\nim Vorprojekt genauer untersucht werden. \n \n\n4.3 Kabelführung \n\nDie DC- Leitungsführung muss ortsgetrennt in einer separaten Steigzone erfolgen. Die sinnvollste Leitungs-\n\nführung muss noch gemeinsam mit dem Elektroplaner abgesprochen werden. Es sind mehrere Zuleitungen \n\nüber die äusseren Stützmauern dankbar, dafür wird dann im UG ein horizontales separates Trasse für die Lei-\ntungen notwendig. Alternativ können die DC- Leitungen auf dem Dach horizontal gesammelt und in einer ge-\n\nmeinsamen möglichst zentralen Steigzone in den Keller geführt werden. Es wird ein Platzbedarf für mindes-\ntens 2 x 350mm Trassen in einer zentralen Steigzone benötigt. Kann eine zentrale, separate Steigzone direkt \nvom Dach in den Wechselrichterraum geführt werden, können die notwendigen Überspannungsableiter im \n\nWechselrichter angeordnet werden. Optimal wäre ein Platz direkt nach dem Gebäudeeintritt. \n\n \n\n \n\nAbbildung 5: Beispieltrasse \n\n  \n\n\n\nMachbarkeitsstudie \nAnlagendetails \n\n03.02.2022  12/13 \n\n \n4.4 Wechselrichter-Standort \n\nDie Photovoltaik-Wechselrichter können grundsätzlich sowohl im Gebäudeinnern als auch ausserhalb der Ge-\n\nbäudehülle angebracht werden. Zu vermeiden sind schlecht belüftete und warme Räume, da ein Wärmestau \n\nzu einer Selbstabschaltung der Wechselrichter und damit zu einer Ertragsminderung führen kann. Ein weite-\n\nres wichtiges Kriterium bei der Wahl des Wechselrichter-Standorts ist die gute Zugänglichkeit für den Service \n\nund Unterhalt der PV-Anlage. \n\nAus ästhetischen Gründen wird davon ausgegangen, dass die Wechselrichter nicht im Aussenbereich platziert \n\nwerden können. Es soll ein separater Raum im UG gefunden werden. Dieser ist ausreichend zu belüften und \n\nallenfalls zu klimatisieren. \n\nDer Platzbedarf beträgt ca. 10m Wandfläche für Wechselrichter und AC- Grobverteiler. Für die Zugänglichkeit \n\nist nach NIN ein Gang von mindestens 80 cm Lichtmass erforderlich. Die Wechselrichter können entweder an \n\neiner Wand oder an einem Gestell in der Raummitte befestigt werden. Es ist mit ca. 4 Geräten gemäss den \n\nBeispielbildern zu rechnen.  \n \n\n    \n\nAbbildung 6: links Beispiel Wandmontage, rechts Beispiel freie Montage im Raum an Metallgestell \n\n \n\n\n\nMachbarkeitsstudie \nAnhang \n\n03.02.2022  13/13 \n\n5 Anhang  \n\n \n\n− Modullayout \n\n− Ertragsprognosen \n\n− Energieanalyse \n\n− Wirtschaftlichkeit \n\n\n