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16 Anh - Handlungsanleitung PV-Anlagen v1.7.pdf

Projektmanagement, BIM-Management und Objektüberwachung für das Bundeswehr‑Infrastrukturprogramm G‑CAP in NRW

Extrahierter Dokumenttext · Stand: 17.09.2026, 14:45 (Europe/Berlin)

Herkunft: evergabe.blb.nrw.de

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BAIUDBw Infra III AG Solare Energiegewinnung

Handlungsanleitung

zur

Errichtung von PV- und Batterieanlagen

sowie der zugehörigen Regel- / Steuereinheiten

und Managementsysteme

bei

Neubau- oder Erweiterungsmaßnahmen

von Gebäuden und Freiflächenanlagen

Ä

Version1.7
Erstellt am07.08.2024
Erstellt durchBAIUDBw KompZ BauMgmt S K 3

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Inhaltsverzeichnis

0 Einleitung ........................................................................................................................... 4

1 Grundlagen ......................................................................................................................... 5 1.1 Gesetze, Verordnungen, Vorschriften und Regelungen ...................................................... 5 1.2 Bw-Vorgaben zur militärischen Sicherheit.......................................................................... 7 1.3 Bw-Vorgaben zu Flugverkehrsflächen ................................................................................ 7 1.4 Anmeldung der PV-Anlage ................................................................................................. 7 1.5 Anpassung des Netzanschlussvertrages ............................................................................. 8

2 PV-Anlagen Aufbau und Struktur ..................................................................................... 9 2.1 PV-Modularten .................................................................................................................... 9 2.2 Ausrichtung und Neigung der PV-Module auf Dächern ..................................................... 9 2.3 Ausrichtung der PV-Module bei Fassaden ........................................................................ 10 2.4 Ausrichtung und Neigung der PV-Module bei Freiflächen ............................................... 10 2.5 Ausrichtung, Aufstellhöhe und Neigung der PV-Module bei Parkplatz- und Stellplatzflächen ............................................................................................................... 11 2.6 PV mit Gründach ............................................................................................................... 11 2.7 PV ohne Gründach ............................................................................................................ 13 2.8 Verlegesysteme für Kabel und Leitungen ......................................................................... 14 2.9 Verlegesysteme für PV-Module ........................................................................................ 14 2.10 Wechselrichter .................................................................................................................. 14 2.11 Batteriespeicheranlage ...................................................................................................... 14

3 Bauliche und technische Aspekte .................................................................................... 16 3.1 Absturzsicherung ............................................................................................................... 16 3.2 Dachaufstieg ...................................................................................................................... 16 3.3 Blitzschutz ......................................................................................................................... 16 3.4 Brandschutz ....................................................................................................................... 17 3.5 Betriebsräume ................................................................................................................... 17 3.6 LWL-Kabel ......................................................................................................................... 17 3.6.1 LWL-Kabel mit BWI-Dienst und mehrfach Fasern gem. Anforderung HB IT-LtgN ........ 18 3.6.2 LWL ohne BWI-Dienst und mehrfach Fasern (z.B. 12-Fasern oder 24-Fasern) ............... 18 3.7 Niederspannungsnetz (Einspeisung) ................................................................................. 18 3.8 Arten von Mess-, Überwachungs- und Schutzeinrichtungen ........................................... 19 3.8.1 Mittelspannungsnetz (Trafo- und Übergabestationen) .................................................... 19 3.8.2 Grenzwertüberwachung .................................................................................................... 19 3.8.3 Netzmanagementsystem .................................................................................................. 19

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3.8.4 Redispatch 2.0 (früher Einspeisemanagement) ................................................................. 20 3.8.5 Managementsystem (zertifiziert) ...................................................................................... 22 3.9 Errichtung der Mess-, Überwachungs- und Schutzeinrichtungen ................................... 22 3.9.1 Mess-, Überwachungs- und Schutzeinrichtungen am NVP / ÜP ..................................... 23 3.9.2 Mess-, Überwachungs- und Schutzeinrichtungen an der Erzeugungsanlage .................. 24 3.10 Zertifizierung der Anlagen nach Typ A oder B der VDE-AR-N 4110 ................................ 25

4 Vorbereitende Maßnahmen zum Betrieb einer PV-Anlage ............................................ 26 4.1 Anmeldung der PV-Anlage im Rahmen der Erstellung ES- / EW-Bau ............................. 26 4.2 Integration eines Monitoringkonzeptes ............................................................................ 26 4.3 Festlegung zur Vergabe von Instandhaltungs- und IT-Dienstleistungen ........................ 26 4.4 Regelungen zur VOB-Abnahme ........................................................................................ 26

5 Anlagen ............................................................................................................................. 28 5.1 Muster LV .......................................................................................................................... 28 5.2 Muster Checkliste .............................................................................................................. 28 5.3 Muster Ausfüllanweisung zur Anmeldung einer PV-Anlage ............................................ 28 5.4 Anlage GDB Pflege von Dachflächen ................................................................................ 28 5.5 Blitzschutz-PV-Anlagen-VDE Zusammenfassung ............................................................ 28 5.6 Idealisierte Berechnung der PV-Dachnutzfläche .............................................................. 28 5.7 Auszüge aus der BuGG-Fachinformation „Solar-Gründach“ ............................................ 28

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0 Einleitung

Mit Hilfe dieses Konzeptes soll den Bundeswehr-Dienstleistungszentren (BwDLZ) als Betreiber und der für die operative Umsetzung zuständigen Bauverwaltung1 ein Leitfaden zur Errichtung von PV- und Batterieanlagen als Orientierung und Umsetzungsvorschlag an die Hand gegeben werden.

Sollten technische, bauliche oder wirtschaftliche Aspekte den nachfolgend genannten Punkten entgegenstehen, kann hiervon abgewichen werden.

Ausgenommen hiervon sind Punkte, welche den Arbeits- und Umweltschutz betreffen.

Ziel ist, unter Berücksichtigung aller Vorschriften, den baulichen und technischen Rahmenbedingungen, die optimale Anzahl und somit Leistung der PV-Module zu identifizieren, damit der größtmögliche Ertrag zur Erzeugung regenerativen Stroms realisiert werden kann.

Ansprechstelle PV – Anlagen der Bundeswehr Landesbaudirektion Bayern Referat 42 Maschinenwesen, Elektro- und Informationstechnik Südbayern Sophienstraße 6 80284 München

Herr Markus Loer Tel.: 089 5434887 346 Email: Markus.Loer@lbd.bayern.de

1 Fachaufsicht führende Ebene FfE und Baudurchführende Ebene BdE

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1 Grundlagen

1.1 Gesetze, Verordnungen, Vorschriften und Regelungen

EEG 2023 Erneuerbare-Energien-Gesetz Inkrafttreten 01.01.2023

KSG Klimaschutzgesetz und landesspezifische Ergänzungen, z.B. KSG BW für Baden- Württemberg

LBO Landesbauordnungen und landesspezifische Ausführungsbestimmungen, z.B. LBOAVO Baden-Württemberg Vorbeugender Brandschutz

Landesspez. Regelungen zum PV-Ausbau z.B. PVPf-VO Photovoltaik Pflicht Verordnung für Baden-Württemberg

DIN EN 62109 Sicherheit von Wechselrichtern zur Anwendung in Photovoltaik Energiesystemen

DIN VDE 0100-560 Errichten von Niederspannungsanlagen, Teil 5-56: Auswahl und Errichtung elektrischer Betriebsmittel – Einrichtungen für Sicherheitszwecke

DIN VDE 0100-712 Errichten von Niederspannungsanlagen, Teil 7-712: Anforderungen für Betriebsstätten, Räume und Anlagen besonderer Art – Photovoltaik-(PV)- Stromversorgungssysteme

DIN VDE 0126-23-1 Photovoltaik (PV)-Systeme – Anforderungen an Prüfung, Dokumentation und Instandhaltung

DIN VDE 0185-305-3 Beiblatt 5 Schutz von baulichen Anlagen und Personen Beiblatt 5: Blitz- und Überspannungsschutz für PV- Stromversorgungssysteme

DIN VDE 0510-485-2 Sicherheitsanforderungen an Sekundär- Batterien und Batterieanlagen

VDE-AR-E 2100-712 Maßnahmen für den DC-Bereich einer Photovoltaikanlage zum Einhalten der

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Elektrischen Sicherheit im Falle einer Brandbekämpfung oder technischen Hilfeleistung

VDE-AR-N 4105 Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz

VDE-AR-N 4110 Technische Anschlussregel Mittelspannung

AMEV EltAnlagen 2020 Kap. 7.3 Photovoltaikanlagen

AMEV Wartung 2018 Arbeitskarten für KG 442 für PV-Anlagen

ASR A 1.3 Sicherheits- und Gesundheitsschutzkennzeichnung

ASR A 1.8 Technische Regeln für Arbeitsstätten Verkehrswege

ASR A 2.1 Technische Regeln für Arbeitsstätten Schutz vor Absturz und herabfallenden Gegenständen

DGUV Information 203-080 Montage und Instandhaltung von Photovoltaik-Anlagen

VdS 3145 Technischen Leitfaden Photovoltaikanlagen

A-1800/117 Handbuch IT-Leitungsnetze (HB IT LtgN)

A-1810/32 Anlage 5.1 Handbuch Gebäudeautomation (HB GA) Version 4.0

B1-1810/0-6502 Zentralanweisung Bundeswehr Blitz- und Überspannungsschutz

C1-1810/0-6064 (einschl. Anlage 3.1) Allgemeine Regelung Errichtung von Solaranlagen

C1-1820/0-6008; Formular Bw-5422 Allgemeine Regelung Einkauf von Strom und Gas; hier: An-/Abmeldung sowie Veränderungsmeldung einer Übergabestelle für Strom oder Erdgas

A1-2042/1-6037 Allgemeine Regelung Vorbeugender Brandschutz in Liegenschaften

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1.2 Bw-Vorgaben zur militärischen Sicherheit Gebäude mit VS-Verarbeitung sollten auf Grund erhöhter EMV-Anforderungen vorerst aus der Betrachtung ausgeschlossen werden. Die Installation einer PV- Anlage ist möglich, sofern die Vorgaben der Anlage 3.1 zur AR C1-1810/0-6064 eingehalten werden. Dennoch besteht das Risiko, dass nach Fertigstellung der Maßnahme die erforderliche Abstrahlprüfung zu einer unzureichenden Bewertung des Gebäudes führt.

1.3 Bw-Vorgaben zu Flugverkehrsflächen PV-Anlagen in Liegenschaften mit Flugverkehrsflächen obliegen der Genehmigung durch das Luftfahrtamt der Bundeswehr. Grundsätzlich können PV-Anlagen in Liegenschaften mit Flugverkehr (Flugplatz, Fliegerhorst, etc.) geplant werden, eine abschließende Freigabe und Genehmigung zum Bau und Betrieb der PV-Anlage kann nur durch das Luftfahrtamt der Bundeswehr erteilt werden. Hierzu reicht die BdE einen Grobentwurf (Plan mit Ausrichtung und Größe sowie Art der PV-Module) beim zuständigen Regionalreferat ein. Die Einreichung der Genehmigung bei der Flugsicherheit erfolgt über die Regionalreferate, die eine entsprechende Rückmeldung an die BdE geben.

Jede einzelne Maßnahme bedarf einer Einzelfallentscheidung. Ggf. ist ein fachspezifisches Gutachten notwendig.

Landesspezifische Ergänzungen (hier: Baden-Württemberg; für andere Bundesländer zu prüfen):

(1) Nach § 8c KSG Baden-Württemberg sind die unteren Baurechtsbehörden sachlich zuständig für die Überwachung und Einhaltung der Installationspflichten von PV-Anlagen auf Dach- und Parkplatzflächen. Bei Flugflächen muss bei Verzicht auf eine PV-Anlage die Betriebsleitung Bundesbau als FfE zustimmen.

(2) Die Regelung sieht vor, dass nach §70-LBO Baden-Württemberg eine Befreiung von der PV-Pflicht erteilt werden kann. Dies erfolgt jedoch nur unter der Voraussetzung einer begründbaren und nachvollziehbaren Stellungnahme durch das Luftfahrtamt der Bundeswehr (bei ziviler Nutzung auch das Luftfahrt Bundesamt). Eine pauschale Aussage zum Verzicht auf PV- Anlagen im Bereich von Flugplätzen der Bundeswehr ist nicht oder nur unter Voraussetzung einer ministeriellen Erlasslage möglich.

1.4 Anmeldung der PV-Anlage Der beabsichtigte Bau einer PV-Anlage mit einer Nennleistung größer als 30 kWp ist dem zuständigen Netzbetreiber so früh wie möglich anzuzeigen, damit dieser die Erzeugungsleistung in seiner Netzplanung berücksichtigen kann. Die Anmeldung beim Netzbetreiber zur Inbetriebnahme der PV-Anlagen obliegt dem

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Auftraggeber, im Normalfall also der BdE, sofern diese maßgeblich mit der Durchführung von Maßnahmen beauftragt war. Die zuständigen Netzbetreiber stellen für die Anmeldung entsprechende Checklisten „Anmeldung_und_Inbetriebsetzung_von_Erzeugungsanlagen_nach_VDE-AR- N4105“ zur Verfügung. Darin sind u.a. das Datenblatt mit den technischen Daten der PV-Module, eine Konformitätserklärung für den Wechselrichter sowie weitere für die Inbetriebnahme und den Betrieb erforderliche Anlageninformationen beizufügen. Im Anhang ist eine solche Checkliste der Netze BW GmbH als Beispiel angefügt.

Folgende Organisationseinheiten sind hierbei zu benennen: • als Eigentümer das BwDLZ (vertretend) oder die BImA • als Betreiber das BwDLZ • als Direktvermarkter das BAIUDBw Infra III 4 ZEVM.

Hinweis: Für in den Wirtschaftseinheiten 385, 386, 387, 388, 393, 4150, 3697, 3699, 3700, 3767, 3768, 3769, 3770, 3773, 3774, 3775, 3777, 3805 und 5064 zu errichtende PV-Anlagen erfolgt keine Direktvermarktung durch das BAIUDBw Infra III 4 ZEVM, weil die vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber für diese WE entweder in Dänemark oder Österreich sind, womit das BAIUDBw Infra III 4 keinen Bilanzkreis bewirtschaftet. Daher ist es im Falle der verpflichteten Direktvermarktung für Anlagenbetreiber erforderlich, einen externen Direktvermarkter zu beauftragen.

Gemäß AR C1-1820/0-6008 ist eine PV-Anlage auch beim BAIUDBw Infra III 4 ZEVM anzumelden (Formular Bw-5422).

1.5 Anpassung des Netzanschlussvertrages Die Anpassung des Netzanschlussvertrages wird in Zusammenarbeit KompZ BauMgmt K3, dem BwDLZ als Betreiber sowie der BImA als Eigentümer realisiert. Sollte der Verteilnetzbetreiber (VNB) in diesem Zusammenhang einen Baukostenzuschuss für den Ausbau des Netzes in Rechnung stellen, ist dieser über eine investive Maßnahme (hier gilt das Verursacherprinzip) zu finanzieren.

Folgende Organisationseinheiten sind hierbei zu benennen: • als Eigentümer die BImA • als Betreiber das BwDLZ • als Rechnungsempfänger die BdE (der Baukostenzuschuss wird über eine Baumaßnahme finanziert).

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2 PV-Anlagen Aufbau und Struktur

Nachfolgend werden mögliche Varianten zur Errichtung einer PV-Anlage aufgezeigt. Grundvoraussetzung zur Errichtung einer solchen Anlage ist, dass die statischen Gegebenheiten des Bauwerks – insbesondere das Dach – für die Errichtung einer PV-Anlage geeignet sind.

Darüber hinaus können auch bereits versiegelte Flächen, wie Park- und Abstellflächen, zur Errichtung von PV-Anlagen genutzt werden.

Ebenso sind die örtlichen Gegebenheiten, wie z.B. wandernde Verschattungen (Masten, Bäume, Gauben etc.), konstante oder jahreszeitliche Verschattungen (Gebäude, Bäume), Verkehrswege, Zugänge usw., von entscheidender Bedeutung und in der Planung zu berücksichtigen.

2.1 PV-Modularten

  • Monokristallin höherer Wirkungsgrad als polykristalline Solarzellen
  • Polykristallin sehr gutes Preis-Leistungsverhältnis und eine gute Ökobilanz; höherer Wirkungsgrad als bei Dünnschichtzellen
  • Dünnschicht
  • Bifazial diese nutzen die direkte Einstrahlung auf der Vorderseite als auch indirektes Licht auf der Rückseite und sind daher auch für eine vertikale Aufstellung geeignet.

2.2 Ausrichtung und Neigung der PV-Module auf Dächern Bei einem bereits vorhandenen, geneigten Dach gibt die Ausrichtung des Daches die optimale Anordnung der Module vor (Azimut-Ausrichtung). Die idealen Fälle sind dabei die exakte Südausrichtung (sämtliche PV-Module werden nach Süden ausgerichtet) und die Ost-West-Ausrichtung (die Hälfte der Module wird nach Osten und die andere Hälfte nach Westen ausgerichtet), siehe Abb. 1.

Neben der Wahl des Azimuts muss auch die Neigung der Solarmodule (Höhen- oder Neigungswinkel) bestimmt werden. Der Neigungswinkel ergibt sich aus der Neigung der PV-Module zur horizontalen Ebene, siehe Abb. 1. Der höchste Wirkungsgrad wird erreicht, wenn die Sonne exakt senkrecht zur Modulfläche steht. Der höchste Tagesertrag wird generiert, wenn die Sonne im Tagesverlauf möglichst lange senkrecht zur Modulfläche steht.

Die für den Anwendungsfall optimale Neigung sollte vom beauftragten Solarteur festgelegt oder mit entsprechenden Simulationswerkzeugen untersucht werden (z.B. PVGIS Online Tool).

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Bei Flachdächern (Dachneigung bis 5 Grad) sind die Module möglichst in Ost- West-Ausrichtung zu realisieren. Die Neigung sollte dabei zwischen 15 und 30 Grad liegen.

Bei geneigten Dächern oder Steildächern in Form von Pult- bzw. Satteldächern sind die Module in Süd-Ausrichtung zu realisieren. Die Neigung sollte dabei zwischen 30° (im Süden des Landes) und 40° (im Norden) liegen und wird im Wesentlichen durch die Dachneigung bestimmt. Nur in Ausnahmefällen sollte die Modulneigung angepasst werden. Ein Selbstreinigungseffekt wird ab einer Neigung von 15 Grad erreicht, daher sollte dieser Neigungswinkel nicht unterschritten werden.

Werden Neigungswinkel von 15 Grad und weniger aufgrund von statischen oder baulichen Gegebenheiten realisiert, sollten rahmenlose PV-Module verwendet werden, damit sich keine Ablagerungen bilden können.

Landesspezifische Ergänzung (hier: Baden-Württemberg): Gem. PVPf-VO § 4 gilt für Neubauten und bei grundlegenden Dachsanierungen mit einer Neigung der Dachfläche von < 20 Grad, dass insbesondere auch unter Beachtung einer Mindestfläche diese Dachflächen unabhängig von der Dachausrichtung (auch nach Norden) zur Solarnutzung geeignet sind. Bei einer Neigung zwischen 20 und 60 Grad sind nach Westen, Osten und allen dazwischenliegenden Himmelsrichtungen zur südlichen Hemisphäre ausgerichtete Dachflächen geeignet.

2.3 Ausrichtung der PV-Module bei Fassaden Nach der Belegung geeigneter Dächer können nachrangig auch Fassaden, mit jeglicher Ausrichtung im Bereich von Ost über Süd bis West, als PV-Träger in Betracht gezogen werden.

2.4 Ausrichtung und Neigung der PV-Module bei Freiflächen Vorrangig sind diese Module in Südausrichtung anzubringen, um den höchsten Ertrag zu generieren. Der Neigungswinkel der Module kann hierbei in Abhängigkeit örtlicher Randbedingungen von 20 bis 90 Grad (vertikale Aufstellung) gewählt werden. Bei der Wahl des Neigungswinkels ist nach Möglichkeit der höchste Ertrag (siehe Abschn. 2.2) unter Berücksichtigung ökologischer Randbedingungen zu wählen. Daher ist bei der geplanten Nutzung von Freiflächen der GBD stets zu beteiligen, um Auswirkungen der PV-Systeme auf Ökologie und deren spezifische Pflegeanforderungen zu beurteilen. Aus Gründen des Naturschutzes werden auch Agri-PV-Anlagen empfohlen, die vertikal mit bifazialen Modulen in Ost-West-Ausrichtung aufgestellt werden. Die Reihenabstände sind so zu bemessen, dass landwirtschaftliche Großgeräte problemlos eingesetzt werden können.

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2.5 Ausrichtung, Aufstellhöhe und Neigung der PV-Module bei Parkplatz- und Stellplatzflächen Werden Park- und Abstellflächen2 errichtet, saniert oder umgebaut, ist zu prüfen, ob im Rahmen der Maßnahme eine PV-Anlage3 errichtet werden muss.

Folgende Kriterien sind hierbei zu beachten:

  • Die Nutzbarkeit der Park- und Abstellfläche ist vollumfänglich sicherzustellen. Eine zeitweilige Nutzung als Abstellfläche für Container, von Fahrzeugen oder weiterer technischer Anlagen ist hierbei ebenfalls zu betrachten.
  • Die Ausrichtung und Neigung der PV-Module sollte sich an der Überdachung orientieren und den größtmöglichen Ertrag erzielen (gem. Abschn. 2.2). Im besten Fall wird die Überdachung für die optimale Nutzung von PV-Anlagen geplant.
  • Die Nutzung bifazialer PV-Module ist zu prüfen.

2.6 PV mit Gründach Soll die PV-Anlage zusammen mit einem Gründach realisiert werden, sind die Module in ausreichender Höhe und ausreichendem Abstand aufzuständern. Folgende Punkte sind bei Errichtung einer PV-Anlage zu beachten (siehe Abbildung 1 u. 2 und Auszug BuGG-Fachinformation Anlage 5.7):

  • Bei einer Südausrichtung der Module beträgt der Mindestabstand zwischen den Modulreihen 80 cm
  • Bei Ost-West-Anlagen in „Schmetterlingsanordnung“ beträgt der Mindestabstand zwischen den Oberkanten der Modulreihen 80 cm und der Mindestabstand zwischen den Unterkanten der Modulreihen 50 cm
  • Der Mindestabstand zwischen Oberkante Substrat und Unterkante PV-Modul beträgt 20 – 30 cm, abhängig von den ausgewählten Pflanzenarten Ä - Der Mindestabstand zwischen den PV-Modulen und der Absturzsicherung (Geländer / Attika) beträgt 80 cm
  • Herstellung der Unterkonstruktion für die Module erfolgt durch den Ersteller des Gründaches oder durch den Dachdecker (zur Gewährleistung der Dachabdichtung) einschließlich eines statischen Nachweises für die Unterkonstruktion
  • Herstellung einer Dachbegrünung erfolgt durchgängig auf der gesamten Dachfläche durch Verlegung von vorkultivierten Vegetationsmatten für Dachbegrünungen auf einem 8 – 10 cm starken Substrat
  • Beauftragung der Fertigstellungs- und Entwicklungspflege an das ausführende Unternehmen, d.h. keine Pflege durch das BwDLZ
  • Materialien der Dachbegrünung gemäß AMEV-Vorgaben (Brandschutz).

2 Hiervon sind Parkhäuser ausgenommen, da diese den Gebäuden zugeordnet werden. In der Regel handelt es sich hierbei um Gebäude, die mit Flachdach errichtet werden. 3 Ggf. ist eine allgemeine bauaufsichtliche Zulassung notwendig (Zulassung als Baumittel für die Überkopf- Verglasung)

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Ä Abbildung 1: Schematische Darstellung PV-Anlagen auf Gründächern (Seitenansicht) Quelle: eigene Darstellung

Abbildung 2: Schematische Darstellung PV-Anlagen auf Gründächern (Draufsicht); Quelle: eigene Darstellung

Vom Fachbereich Geländebetreuung im Referat K3 Stuttgart wurde hierzu ein Leitfaden zur Bepflanzung und Pflege von Dachflächen und Freiflächen erarbeitet. Dieser wurde am 22. Februar 2022 von der OFD Karlsruhe Betriebsleitung Bundesbau an die BdE versandt. Die darin genannten Vorgaben sind bei der weiteren Planung zu berücksichtigen (Verweis Arbeitspapier GBD KompZ BM Stuttgart K3, Anlage 5.4).

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2.7 PV ohne Gründach Die Aufständerung der PV-Module erfolgt analog zu Abschnitt 2.6.

  • Mindestabstand zwischen den PV-Modulreihen von 60 cm bei notwendigen Wartungsarbeiten an den Modulen oder o der Blitzschutzanlage im Bereich der PV-Anlage von 40 cm als Mindestabstand (wenn keine Wartungsarbeiten o notwendig sind) zwischen den Modulreihen um z.B. Schneemulden zu vermeiden.
  • Mindestabstand zur Absturzsicherung (Geländer / Attika) von 80 cm als Wartungsgang. o

Abbildung 3: Schematische Darstellung PV-Anlagen ohne Gründach auf Flachdächern (Draufsicht) – mit Wartungsgang; Quelle: eigene Darstellung

Abbildung 4: Schematische Darstellung PV-Anlagen ohne Gründach auf Flachdächern (Draufsicht) – ohne Wartungsgang; Quelle: eigene Darstellung

Bei Pult- und Satteldächern sowie Fassadenanlagen entfällt ein Wartungsgang. Als Abstand zur Außenkante des Daches und zu baulichen Anlagen, welche aus der Dachfläche herausragen, sind 80 cm aufgrund des Blitzschutzes weiterhin einzuhalten.

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Abbildung 5: Schematische Darstellung PV-Anlagen auf Pult- und Satteldächern (Draufsicht); Quelle: eigene Darstellung

2.8 Verlegesysteme für Kabel und Leitungen Zum Schutz der Kabel und Leitungen ist ein Verlegesystem innerhalb der PV- Aufständerung vorzusehen. Werden Kabel und Leitungen im Bereich von Verkehrswegen verlegt, sind diese gegen Beschädigung (z.B. durch Leerrohre) zu schützen.

2.9 Verlegesysteme für PV-Module Die Aufständerung ist gem. Abschn. 2.6 und 2.7 so auszuführen, dass eine Pflege und Instandhaltung des Daches / Gründaches realisiert werden kann.

2.10 Wechselrichter Bei der Auswahl von Wechselrichtern (WR) sollten Hybrid-WR bevorzugt werden, damit eine Batterieanlage später ohne zusätzlichen WR nachgerüstet werden kann. Des Weiteren sollten die WR notstromfähig sein. Hierbei ist zu beachten, dass der Notstrombetrieb eines Wechselrichters zur Ersatzstromversorgung nur dann möglich ist, wenn ein entsprechender PV-Batteriespeicher vorhanden ist.

2.11 Batteriespeicheranlage Mit der Umstellung des Bilanzierungsverfahrens für die Versorgung der Bundeswehr mit Strom kann die in Bundeswehrliegenschaften gewonnene, erneuerbare elektrische Energie bilanziell auch in anderen Bundeswehr- liegenschaften verbraucht werden. Physikalisch wird die erzeugte überschüssige elektrische Energie über das öffentliche Leitungsnetz verteilt. Für die Abnahme dieser Energie sind Netznutzungsentgelte zu entrichten. Gegebenenfalls ist der Netzanschluss in den Liegenschaften zu ertüchtigen.

Sofern die in der Liegenschaft installierte elektrische Erzeugungsleistung durch PV-Anlagen den Eigenverbrauch (liegenschafts- oder standortbezogene Base- Load4) in der Liegenschaft übersteigt, ist durch das zuständige KompZ BauMgmt

4 Der Eigenverbrauch umfasst sowohl Base- als auch Peak-Load. Grundlast/Base-Load ist die konstante Leistung über 24 Stunden eines jeden Tages inkl. aller Feiertage.

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Referat K3 festzulegen, wie diese Energie wirtschaftlich nutzbar gemacht wird. Abhängig vom Ausbaugrad der regenerativen Energien in der Liegenschaft und dem bewerteten qualitativen Überschuss ist eine wirtschaftliche, technisch zweckmäßige Lösung durch das KompZ BauMgmt festzulegen (Bilanzierung vorrangig – vgl. Infra III – Az ohne vom 07.10.2022, Kurz-/Langzeitspeicherung).

Spitzenlast/Peak-Load ist die konstante Leistung über 12 Stunden von 08:00 bis 20:00 Uhr werktags von Montag bis Freitag einschl. aller Feiertage.

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3 Bauliche und technische Aspekte

In folgendem Abschnitt werden die zur Errichtung einer PV-Anlage zu beachtenden baulichen und technischen Aspekte beschrieben und erläutert.

3.1 Absturzsicherung Die Notwendigkeit einer baulichen Absturzsicherung für den Betrieb von PV- Anlagen auf Flachdächern ist mit den Referaten K3 und K5 der zuständigen KompZ BauMgmt grundsätzlich abzustimmen. Diese kann mittels Geländer oder Attika (1 m, ab 12 m Gebäudehöhe 1,10 m) realisiert werden. Sekuranten sollen in einigen Bereichen der Bw wegen des erhöhten Aufwandes hinsichtlich der Gewährleistung Arbeitsschutz nicht verwendet werden.

3.2 Dachaufstieg Für die Instandhaltung der Anlagen ist ein Dachaufstieg (als Treppe) auf Flachdächer mit einer Breite von min. 0,6 m zu errichten. Die Vorgaben der ASR A 1.8 sind hierbei zu beachten.

3.3 Blitzschutz Für die Ausführung des Blitzschutzes ist eine Betrachtung der Gesamtanlage inkl. Absturzsicherung unumgänglich. Die Vorgaben der VDE 0185-305-3 zum Thema Trennungsabstand zur Blitzschutzanlage sind einzuhalten.

  • Sollte dies nicht möglich sein, ist eine Einbindung der PV-Unterkonstruktion in den Blitzschutz notwendig.
  • Der Trennungsabstand kann durch Erhöhung der Anzahl an Ableitungen reduziert werden. Ist dies nicht realisierbar, sind die DC-Leitungen mit TYP1 Überspanungsschutz abzusichern.

Gebäude auf denen PV-Anlagen installiert werden, sind mit einem äußeren und inneren Blitzschutz auszustatten. Dies gilt auch für Gebäude die gem. Zentralanweisung B1-1810/0-6502 Blitz- und Überspannungsschutz keiner Blitzschutzklasse zugeordnet sind.

Hinweis bei Errichtung einer PV-Anlage auf Bestandsbauten, die keiner grundlegenden Sanierung unterzogen werden: Die PV-Anlage ist primär in den vorhandenen äußeren Blitzschutz zu integrieren. Eine Anpassung des äußeren Blitzschutzes gem. Bw Zentralanweisung (B1- 1810/0-6502) sollte im Rahmen dieser PV-Ausbauinitiative nur bei geringem Aufwand realisiert werden.

Der Innere Blitzschutz ist gem. Bw Zentralanweisung auszuführen.

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3.4 Brandschutz Bei der Errichtung von PV- und Batterieanlagen sind die Vorgaben des Brandschutzes zu berücksichtigen. Die Fachaufsicht Vorbeugender Brandschutz der KompZ BauMgmt K5 ist gemäß A1-2042/1-6037 frühzeitig in die Planung einzubeziehen und kann beratend unterstützen. Unter anderem sind folgende Punkte zu beachten:

  • Standort der Batterien Errichtung in einem separaten Raum mit Brandschutzanforderungen o
  • Standort der Wechselrichter Aufgrund der Wärmeentwicklung und möglicher Brandentwicklungen o möglichst nicht im Dachbereich DC-Freischalter an einer für die Feuerwehr erreichbaren und o gekennzeichneten Stelle vorsehen
  • Verlegesystem der DC-Anlagenkomponenten ggf. sind diese in einem Brandschutzkanal zu verlegen o
  • brennbare Bauteile dürfen nicht über Brandwände und Wände anstelle von Brandwänden hinweggeführt werden
  • ggf. Anpassung oder Aufstellung von Feuerwehrplänen

3.5 Betriebsräume Für folgende technische Einrichtungen ist ein separater Raum vorzusehen:

  • Niederspannungsverteilung inkl. Steuerungseinheit und Wechselrichter
  • Batterieanlage

3.6 LWL-Kabel Gem. Vorgaben Redispatch 2.0 und VDE-AR-N 4110 ist für die Kommunikation zwischen einer PV-Anlage und den zentralen Steuer- und Managementsystemen eine LWL-Verbindung herzustellen. Hierbei handelt es sich um den Kommunikationsweg zwischen PV-Anlage und den Steuerungs- und Managementsystem (EZA-Regelung, Fernwirkeinrichtungen etc.) Die Verkabelung innerhalb der technischen Anlagen / Komponenten ist in Cat 7 / AWG 22 auszuführen. Um die IT- und Datensicherheit des Bw-Netzes (hier: BWI-Netz) sicherzustellen, ist für die o.g. Kommunikation ein unabhängiges LWL-Netz aufzubauen. Der separate Aufbau ermöglicht auch, dass der Betrieb dieser Anlagen an einen Drittanbieter vergeben werden kann.

Bei der Anbindung / Integration des LWL-Kabels sind die liegenschaftsspezifischen Gegebenheiten zu berücksichtigen. Folgende Anschlussmöglichkeiten zur Anbindung des LWL-Kabels sind möglich:

  • Anschluss über Datenschrank mit Patchfeld
  • Anschluss über Spleißbox (Direktanbindung)

Folgende Dienste sind über das separate LWL-Kabel zu bedienen:

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  • Schutzeinrichtungen
  • EZA-Regelung
  • Fernwirktechnik
  • Abrechnungssysteme (E-Mobilität).

3.6.1 LWL-Kabel mit BWI-Dienst und mehrfach Fasern gem. Anforderung HB IT-LtgN Über dieses Kabel können neben den BWI-Diensten auch die Kommunikationsdienste für den Betrieb von PV-Anlagen übermittelt werden.

Vorteil:

  • geringer Aufwand zum Verlegen, da nur ein LWL-Kabel benötigt wird

Nachteil:

  • bei Beschädigung des Kabels können mehrere Dienste ausfallen (dadurch hoher Aufwand zur Reparatur)
  • externes Betreiben des LWL-Netzes bedingt möglich

3.6.2 LWL ohne BWI-Dienst und mehrfach Fasern (z.B. 12-Fasern oder 24-Fasern) In diesem Fall wird eine physische Trennung, durch ein separat verlegtes LWL- Kabel, zum BWI-Dienst realisiert. Über dieses Kabel werden die Kommunikationsdienste für den Betrieb von PV-Anlagen übermittelt. Darüber hinaus können weitere Dienste wie z.B. E-Mobilität oder Lastmanagementsysteme integriert werden.

Vorteil:

  • bei Beschädigung des Kabels fallen nicht mehrere Dienste aus
  • externes Betreiben des LWL-Netzes möglich

Nachteil:

  • hoher Aufwand zum Verlegen mehrerer LWL-Kabel

3.7 Niederspannungsnetz (Einspeisung) Die Einspeisung des überschüssigen PV-Stroms in das Liegenschaftsnetz kann wie folgt realisiert werden:

  • Einspeisung über das vorhandene Niederspannungskabel der Gebäude. Hierbei sind vor allem der Querschnitt sowie die Absicherung zu überprüfen, insbesondere dann, wenn eine landesspezifische Regelung einen bestimmten Mindestumfang von PV-Anlagen fordert (z.B. PVPf-VO Baden-Württemberg).
  • Einspeisung über ein separates Niederspannungskabel von einer Trafostation ausschließlich für die PV-Anlage.
  • Einspeisung über ein separates Niederspannungskabel für die PV und weitere Stromerzeugungs- und Speicheranlagen sowie für E-Mobilität (Ladesäulen).

Die Umsetzung und Realisierung richten sich nach den Gegebenheiten der jeweiligen Liegenschaft.

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3.8 Arten von Mess-, Überwachungs- und Schutzeinrichtungen Nachfolgend werden die Schutzeinrichtungen zur Stabilisierung des öffentlichen und Bw-eigenen Stromnetzes (hier: das Mittelspannungsnetz) beschrieben.

3.8.1 Mittelspannungsnetz (Trafo- und Übergabestationen) Im Rahmen der Umsetzung sind die Vorgaben des VNB umzusetzen. Darüber hinaus sind sicherheitstechnische Einrichtungen wie Schaltanlagen und Schutzeinrichtungen (z.B. Diff-Schutzeinrichtungen) anzupassen. Notwendige Kommunikations- und Datenleitungen sind zu errichten. Mögliche Platzreserven zum Nachrüsten weiterer Anlagentechnik sind hierbei zu berücksichtigen (ca. 25 %).

3.8.2 Grenzwertüberwachung Mit Hilfe der Grenzwertüberwachung kann bei Überschreitung von festgelegten Messgrößen ein zentrales Abschalten aller Energieerzeugungsanlagen (hierzu zählen auch PV-Anlagen inkl. Batterien) realisiert werden. Folgende Parameter / Funktionen werden überwacht bzw. von der Grenzwertüberwachung sichergestellt:

  • Q/U Steuerung
  • EZA-Schutz Die Grenzwertüberwachung stellt eine Überwachungs- und Schutzfunktion der nachgelagerten Anlagen im Mittelspannungsnetz des VNB dar.

3.8.3 Netzmanagementsystem Mit Hilfe des VNB-Netzmanagementsystems wird die Integrität und Stabilität des VNB-Netzes sichergestellt. Hierbei wird in zwei Abschaltungsfällen unterschiedenen: planbare Abschaltung o Hierbei handelt es sich z.B. um planbare Instandhaltungsarbeiten bzw. planbare Arbeiten zur Erweiterung / zum Ausbau des vorhandenen Mittelspannungsnetzes im Bereich des VNB.

Bei dieser Art der Abschaltung wird dem Betreiber der abgeschalteten Erzeugungsanlage i.d.R. keine Entschädigungszahlung erstattet.

nicht planbare Abschaltung o Bei einer nicht planbaren Abschaltung handelt es sich um eine Abschaltung die der Netzsicherheit des VNB-Netzes dient. Auslöser der Abschaltung kann z.B. durch eine zu hohe Einspeisung (hier: die Einspeiseleistung) des erzeugten Stromes in das VNB-Netz hervorgerufen werden.

Diese Abschaltung ist i.d.R. mit einer Entschädigungszahlung verbunden.

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3.8.4 Redispatch 2.0 (früher Einspeisemanagement) Redispatch 2.0 steht für die neuen Regelungen zum Umgang mit Energieengpässen im Stromnetz. Ab dem 1. Oktober 2021 sind nun auch weitere Anlagen sowie alle Verteilnetzbetreiber verpflichtet, am Redispatch teilzunehmen und sich an der Energie-Engpass-Behebung der Netze zu beteiligen und somit einen Beitrag zur Systemstabilität zu leisten.

Weitere Anlagen bei Redispatch 2.0:

  • EE- und KWK-Anlagen ab 100kW
  • Anlagen, die jederzeit durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind
  • Speicher ab 100 kWh.

Die Leistungsanpassung der Erzeugungsanlage erfolgt über ein Fernwirkgerät (Funkrundsteuerempfänger oder Fernwirkanlage) in den vom jeweiligen Gerät umsetzbaren Stufen (bezogen auf die Nennleistung der Anlage). Die Regelung erfolgt nach den Vorgaben des Netzbetreibers, des Redispatch 2.0 bzw. dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG).

Das BAIUDBw Infra III 4 ZEVM führt einen zentralen Dienstleistungsvertrag, welcher die Wahrnehmung von RD 2.0 als EIV/BTR als Leistung enthält. Anlagenbetreiber (BwDLZ) werden gebeten, Kontakt mit dem Verteilnetzbetreiber aufzunehmen, um folgende Informationen einzuholen und anschließend diese dem BAIUDBw Infra III 4 ZEVM bereitzustellen:

• Marktstammdatenregister Nr. (MaStR Nr.), falls die PV-Anlage vom Anlagenbetreiber im Marktstammdatenregister registriert wurde • Messlokation (MeLo) am Netzverknüpfungspunkt • Marktlokation (MaLo) am Netzverknüpfungspunkt • ID der technischen Ressource (TR-ID) • ID der steuerbaren Ressource (SR-ID).

IT-Sicherheit Der VNB kann im Bedarfsfall mittels eines Gateways alle PV-Anlagen zentral steuern bzw. ausschalten. Das Gateway wird über ein GSM-Modul vom VNB angesteuert. Die Fernwirkanlagen sind analog zu den BHKW-Steuerungen über potentialfreie Kontakte anzusteuern. Die Weiterleitung der Steuersignale an alle PV-Anlagen erfolgt über das zu errichtende LWL-Netz (BWI unabhängig).

Für einen sicheren und in Echtzeit funktionierenden Austausch von Informationen zur Umsetzung von Redispatch 2.0 wurden den Akteuren bestimmte Verantwortlichkeiten und Aufgaben jeweils in einer genau definierten Marktrolle zugeordnet.

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Anlagenbetreiber (AB) Der Anlagenbetreiber ist die natürliche oder juristische Person, die eine EEG-, KWK- oder Speicher-Anlage betreibt. Der Anlagenbetreiber ist der Betreiber einer technischen Ressource (BTR) und der Einsatzverantwortliche (EIV), wenn er diese Rollen nicht an Dritte (z.B. Dienstleister, Direktvermarkter) abtritt.

Betreiber der Technischen Ressource (BTR) Der BTR ist für den Betrieb einer Technischen Ressource (TR) verantwortlich. Dies kann im Redispatchprozess die Übermittlung von Echtzeitdaten oder meteorologischen Daten für die Ermittlung der zu bilanzierenden Energiemenge bzw. Ausfallarbeit umfassen.

Einsatzverantwortlicher (EIV) Der EIV ist für die Planung und Einsatzführung einer technischen Ressource (TR) und die Übermittlung der Fahrpläne verantwortlich. So muss er die für den Netzbetreiber erforderlichen Daten der Anlage aktuell und vollständig gemäß den gesetzlichen Verpflichtungen bzw. des Beschlusses der Bundesnetzagentur (BNetzA) zur Informationsbereitstellung (BK6-20-061) bereitstellen. Zur Art der Umsetzung des Redispatch 2.0 sind durch den EIV in Abstimmung mit dem Anlagenbetreiber bestimmte Parameter zu wählen. Diese werden nachfolgend vereinfacht dargestellt:

Abbildung 6: Vergleich der Wahloptionen für Redispatch 2.0 Quelle: Smart 1

Der VNB / Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)5 kann in bestimmten Situationen zum Schutz der Netzstabilität Energieerzeugungsanlagen stufenweise herunterregeln oder im Bedarfsfall ganz abschalten. Bei Eintreten solcher Ereignisse greift ein Vergütungsausfallmechanismus.

5 In Deutschland sind vier ÜNB für die Stabilität des Übertragungsnetzes der überregionalen Verteilung und Übertragung im Höchstspannungsbereich verantwortlich (50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW)

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3.8.5 Managementsystem (zertifiziert) Zur Steuerung und Regelung der PV-Anlagen und weiterer Energieerzeugungsanlagen ist ein vom VNB zertifiziertes / zugelassenes Managementsystem zu verwenden. Dieses System sollte auch weitere intelligente Anwendungen im Portfolio haben. Hierzu zählen z.B.: • das Steuern und Regeln von E-Ladesäulen • ein Lastmanagementsystem • eine intelligente Steuerung zur Abschätzung des künftigen Stromverbrauches sowie der planmäßigen Stromverwendung (z.B. Einbindung von Wetterdaten).

Hinweis: Um eine spätere Vergabe von einzelnen Dienstleistungen innerhalb des Redispatch 2.0 durchführen zu können, sind pro BwDLZ nicht mehr als zwei verschiedene vom VNB zertifizierte Managementsysteme zu implementieren.

3.9 Errichtung der Mess-, Überwachungs- und Schutzeinrichtungen Zur Erfassung der eigenerzeugten Strommengen sind bei jeder Anlage geeichte Zähler mit einer Schnittstelle zur Echtzeitübertragung zu verbauen. Vorranging sind Zähler zu verwenden, die auch vom GA-System der Liegenschaft unterstützt werden. Die Vorgaben des Handbuch GA sind zu beachten.

IT-Sicherheit Bei der Errichtung der Mess- und Überwachungseinrichtungen gilt, dass die IT- Sicherheit und Integrität des GA-Managementsystems nicht verletzt werden dürfen. Daher ist mit dem VNB das Messkonzept auch bezüglich IT-Sicherheit der Bw abzusprechen. Zwei Varianten sind dabei möglich:

• Variante A (favorisierte Lösung): Die einzelnen PV-Leistungszähler sind nicht mit dem VNB verbunden. Die Summe der Erzeugerleistung der Einzelanlagen wird im Liegenschaftszähler zusammengefasst. Der Liegenschaftszähler erfasst als 2-Wegezähler die Summe der erzeugten und verbrauchten Leistung und meldet die Werte alle 15 Minuten mittels GSM-Modul an den VNB. Die einzelnen Leistungszähler sind nicht mit dem VNB verbunden und eine Aufschaltung auf die GA ist unproblematisch. Der Liegenschaftszähler ist über eine IR-Schnittstelle an die GA aufzuschalten. Für die IT-Sicherheit ist der Liegenschaftszähler mit seiner IR-Schnittstelle relevant.

• Variante B: Die einzelnen PV-Leistungszähler sind mit dem VNB über ein GSM-Modul verbunden und melden alle 15 Minuten ihre Verbrauchswerte. Die einzelnen Zähler benötigen ein IR-Schnittstelle zur Anbindung an die GLT. Der Liegenschaftszähler ist über eine IR-

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Schnittstelle an die GA aufzuschalten. Für die IT-Sicherheit sind alle Leistungszähler mit ihrer IR-Schnittstelle relevant.

Nachfolgend werden die Mess- und Überwachungseinrichtungen am Netzverknüpfungspunkt (NVP) / Übergabepunkt (ÜP) und an den Erzeugungs- /Speicherungsanlagen dargestellt.

3.9.1 Mess-, Überwachungs- und Schutzeinrichtungen am NVP / ÜP

Abbildung 7: Schematische Darstellung Mess-, Überwachungs- und Schutzeinrichtungen am NVP / ÜP Quelle: eigene Darstellung

Der NVP / ÜP ist die Schnittstelle zwischen dem öffentlichen Mittelspannungsnetz und dem Bw-eigenen Mittel- und Niederspannungsnetz. In diesem Bereich werden Mess- und Zähleinrichtungen verbaut, die die Netzintegrität und Stabilität des öffentlichen Stromnetzes gewährleisten sollen. Hierbei wird das zentrale Steuergerät des Redispatch und der Grenzwertüberwachung verbaut.

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3.9.2 Mess-, Überwachungs- und Schutzeinrichtungen an der Erzeugungsanlage

Abbildung 8: Schematische Darstellung Zählerübertragung mittels GA-Zähler Quelle: eigene Darstellung

Aus fachlicher Sicht ist der in Abbildung 8 dargestellte Aufbau nicht zu favorisieren, da die IT-Sicherheit nicht sicher gegeben ist!

Abbildung 9: Schematische Darstellung Zählerübertragung mittels separatem PV- Zähler Quelle: eigene Darstellung

Im Rahmen der Errichtung der Anlagentechnik im Bereich der Erzeugungsanlage ist darauf zu achten, dass für die in Abbildung 9 aufgezeigten technischen Anlagen ein Einbauort vorzusehen ist. Darüber hinaus sollten weitere Platzreserven (ca. 25 %) für weitere techn. Komponenten vorgesehen werden.

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3.10 Zertifizierung der Anlagen nach Typ A oder B der VDE-AR-N 4110 Unter Berücksichtigung der zu erwartenden Größe der Energieerzeugungsanlagen pro Liegenschaft sind sämtliche Anlagen nach Typ A zu zertifizieren, auch wenn die gesamte Erzeugungsleistung die Grenze von 950 kW nicht übersteigt, ein Ausbau in dieser Größenordnung aber vorgesehen ist. Dadurch wird eine spätere Anpassung der Energieerzeugungsanlagen vermieden.

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4 Vorbereitende Maßnahmen zum Betrieb einer PV-Anlage

Um einen reibungslosen Übergang zur Inbetriebnahme einer PV-Anlage sicherzustellen, werden nachfolgend die wichtigsten technischen und organisatorischen Maßnahmen dargestellt.

4.1 Anmeldung der PV-Anlage im Rahmen der Erstellung ES- / EW-Bau Im Zuge der Planungs- und Ausführungsphase ist dem VNB die Errichtung der PV-Anlage sowie der dazugehörigen Komponenten (Wechselrichter, Batteriespeicher etc.) anzuzeigen. Vorgaben des VNB sind bei der weiteren Planung zu berücksichtigen.

4.2 Integration eines Monitoringkonzeptes Um einen optimalen Betrieb der PV-Anlagen über den kompletten Lebenszyklus der Anlage sicherstellen zu können, ist ein Monitoring unumgänglich. Hierbei werden alle PV-Anlagen auf deren optimalen Betriebszustand mindestens einmal jährlich überprüft.

Wenn technisch möglich, ist eine Software zu beschaffen, die neben dem Monitoring auch ein Management- und Steuerungssystem implementiert hat. Dies kann auch Fernwirkeinrichtungen (z.B. Redispatch 2.0) zur Steuerung der Anlage beinhalten.

Die Auswertung ist automatisiert durchzuführen. Mögliche Fehlerquellen sind dabei farblich kenntlich zu machen und als Berichtsform als pdf und zur weiteren Bearbeitung als xlsx-Format ausgegeben werden.

4.3 Festlegung zur Vergabe von Instandhaltungs- und IT-Dienstleistungen Da die Komplexität der technischen Anlagen stetig steigt und dem BwDLZ in speziellen Bereichen das Personal sowie das notwendige Instandhaltungsequipment fehlt, legt die BdE im Rahmen der Planungsphase dem BwDLZ das VHB Muster 112 vor.

Hierbei wird dem Technischen Gebäudemanagement des BwDLZ ein Vorschlag der zu wartendenden Anlagen- und Bauteile zur Prüfung und Festlegung vorgelegt. Die mit VHB Muster 112 getroffenen Maßnahmen sind für den Auftragnehmer (hier: die Errichterfirma) und dem Auftraggeber (hier: die Bundesrepublik Deutschland, diese vertreten durch die BdE, diese vertreten durch das BwDLZ) verbindlich.

4.4 Regelungen zur VOB-Abnahme Die PV-Anlage ist unmittelbar nach VOB-Abnahme in Betrieb zu setzen. Mögliche Übergangsfristen sind mit dem VNB abzustimmen und schriftlich zu fixieren.

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Sollten mögliche Abschaltvorrichtungen, wie z.B. das Redispatch 2.0 nicht funktionsfähig sein und somit lediglich der Aufforderungsfall als mögliche Abschaltoption realisierbar, ist dies ebenfalls mit dem VNB ggf. der Bundesnetzagentur zu klären.

Aus fachtechnischer Sicht sollte ein kurzfristiger Betrieb, unter der Maßgabe, dass ein Aufforderungsfall vorliegt, realisierbar sein. Hierbei wäre vorab zu prüfen, ob ein Wechsel vom Aufforderungs- in den Duldungsfall möglich ist.

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5 Anlagen

Die Anlagen sind im PDF-Dokument eingebunden.

5.1 Muster LV

5.2 Muster Checkliste

5.3 Muster Ausfüllanweisung zur Anmeldung einer PV-Anlage

5.4 Anlage GDB Pflege von Dachflächen

5.5 Blitzschutz-PV-Anlagen-VDE Zusammenfassung

5.6 Idealisierte Berechnung der PV-Dachnutzfläche

5.7 Auszüge aus der BuGG-Fachinformation „Solar-Gründach“

Ä Anlage 5.7 BuGG-Fokus_Solar-G

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Alle Unterlagen dieser Ausschreibung