Blendgutachten Blendwirkung der PV Anlage Ludwigschorgast
Analyse der potentiellen Blendwirkung der PV Anlage Ludwigschorgast in Oberfranken
SolPEG GmbH Solar Power Expert Group Normannenweg 17-21 D-20537 Hamburg
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Inhalt
1 Auftrag ...... 3 1.1 Beauftragung ...... 3 1.2 Hintergrund und Auftragsumfang ...... 3 2 Systembeschreibung ...... 4 2.1 Standort Übersicht ...... 4 2.2 Umliegende Gebäude...... 6 3 Ermittlung der potentiellen Blendwirkung ...... 7 3.1 Rechtliche Hinweise ...... 7 3.2 Blendwirkung von PV Modulen...... 7 3.3 Technische Parameter der PV Anlage ...... 8 3.4 Berechnung der Blendwirkung ...... 9 3.5 Standorte für die Analyse ...... 10 4 Ergebnisse ...... 11 4.1 Allgemeine Hinweise ...... 11 4.2 Ergebnisübersicht ...... 12 4.3 Ergebnisse am Messpunkt P1 ...... 13 4.4 Ergebnisse am Messpunkt P2...... 14 4.5 Ergebnisse am Messpunkt P3...... 14 4.6 Ergebnisse am Messpunkt P4...... 15 5 Zusammenfassung der Ergebnisse ...... 16 5.1 Zusammenfassung ...... 16 5.2 Beurteilung der Ergebnisse ...... 16 6 Schlussbemerkung ...... 16
18.09.2018 Blendgutachten – PVA Ludwigschorgast Seite 2 von 25 SolPEG GmbH FON:+49 (0)40 79 69 59 36 Normannenweg 17-21 FAX:+49 (0)40 79 69 59 38 D-20537 Hamburg [email protected] Germany http://www.solpeg.de
SolPEG Blendgutachten Analyse der Blendwirkung der geplanten PV Anlage Ludwigschorgast
1 Auftrag
1.1 Beauftragung
Die SolPEG GmbH ist durch die Südwerk GmbH beauftragt, die potentielle Blendwirkung der PV An- lage „Ludwigschorgast“ für die Bahnstrecke Bamberg-Hof, angrenzende Straßen sowie umliegende Ge- bäude zu analysieren und die Ergebnisse zu dokumentieren.
1.2 Hintergrund und Auftragsumfang
Lt. Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) bzw. gemäß der daraus resultierenden sog. Licht- Leitlinie1 sind technische Anlagen, die das Sonnenlicht reflektieren, so auszuführen, dass es bei Anwoh- nern und Verkehrsteilnehmern nicht zu erheblichen Störungen kommt. Die Licht-Leitlinie wurde durch die Bund/Länder - Arbeitsgemeinschaft für Immissionsschutz (LAI) verfasst und dient als Basis für Messung und Beurteilung von Lichtimmissionen. Die vorliegende Untersuchung soll klären ob bzw. in wie weit von der PV Anlage „Ludwigschorgast“ eine Blendwirkung für schutzbedürftige Zonen im Sinne der Licht-Leitlinie ausgehen könnte. Dies gilt für die Bahnstrecke Bamberg-Hof, angrenzende Straßen und umliegenden Gebäude. Die zur Anwendung kommenden Berechnungs- und Beurteilungsgrundsätze resultieren im Wesentli- chen aus den Empfehlungen in Anhang 2 der Licht-Leitlinie in der aktuellen Fassung vom 08.10.2012. Die Berechnung der Blendwirkung erfolgt auf Basis von vorliegenden Planungsunterlagen der PV Anla- ge, eine Analyse der Blendwirkung vor Ort ist nicht Bestandteil des Auftrags.
Einzelne Aspekte der Licht-Leitlinie werden an entsprechender Stelle widergegeben, eine weiterführende Beschreibung von theoretischen Hintergründen u.a. zu Berechnungsformeln kann im Rahmen dieses Dokumentes nicht erfolgen.
1 Die Licht-Leitlinie ist u.a. hier abrufbar: http://www.cost-lonne.eu/wp-content/uploads/2015/11/LAI_RL_Licht_09_2012.pdf
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2 Systembeschreibung
2.1 Standort Übersicht
Die Fläche des geplanten Solarparks befindet sich in einem landwirtschaftlichen Gebiet ca. 850 m sü- döstlich der Ortschaft Ludwigschorgast in Oberfranken, ca. 8,5 km östlich von Kulmbach. Die Fläche liegt östlich der Bahnstrecke Bamberg-Hof. Die folgenden Informationen und Bilder geben einen Über- blick über den Standort.
Tabelle 1: Informationen über den Standort Allgemeine Beschreibung des Standortes Ackerfläche ca. 850 km südöstlich der Ortschaft Lud- wigschorgast (Oberfranken), ca. 8,5 km östlich von Kulmbach . Die Flächen sind überwiegend eben. Koordinaten (Mitte) 50.1195°N, 11.565°O 340 m ü.N.N. Grenzlänge entlang der Bahntrasse ca. 150 m Abstand zur Bahntrasse ca. 28 m - 35 m Entfernung zu umliegenden Gebäuden ca. 120 m (kleinste Entfernung, relevante Blickrichtung)
Übersicht über den Standort und die PV Anlage (schematisch)
Bild S1: Luftbild mit Schema der PV Anlage (Quelle: Google Earth/SolPEG)
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Detailansicht der PV Anlage
Bild S2: Detailansicht der PV Fläche (Quelle: Google Earth/SolPEG)
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2.2 Umliegende Gebäude
Nicht alle wahrnehmbaren Reflexionen haben eine Blendwirkung zur Folge. In der Licht-Leitlinie (Seite 23) wird zur Bestimmung einer Blendwirkung folgendes ausgeführt: --- Ob es an einem Immissionsort im Jahresverlauf überhaupt zur Blendung kommt, hängt von der Lage des Immissionsorts relativ zur Photovoltaikanlage ab. Dadurch lassen sich viele Immissionsorte ohne genauere Prüfung schon im Vorfeld ausklammern: Immissionsorte
- die sich weiter als ca. 100 m von einer Photovoltaikanlage entfernt befinden erfahren erfahrungsgemäß nur kurzzeitige Blendwirkungen - die vornehmlich nördlich von einer Photovoltaikanlage gelegen sind, sind meist ebenfalls unproblematisch. - die vorwiegend südlich von einer Photovoltaikanlage gelegen sind, brauchen nur bei Photovoltaik-Fassaden (senkrecht angeordnete Photovoltaikmodule) berücksichtigt zu werden.
Hinsichtlich einer möglichen Blendung kritisch sind Immissionsorte, die vorwiegend westlich oder östlich einer Photovoltaikanlage liegen und nicht weiter als ca. 100 m von dieser entfernt. ---
Die folgende Skizze zeigt die PV Anlage und Gebäude östlich der PV Anlage. Aufgrund des Strahlen- verlaufs gemäß Reflexionsgesetz könnten die Gebäude von potentiellen Reflexionen durch die PV Anla- ge erreicht werden. Die Gebäude befinden sich teilweise hinter Bäumen und Büschen, sodass nur teil- weise direkter Sichtkontakt zur Immissionsquelle besteht. Aufgrund der Entfernung von mehr als 120 m sind Beeinträchtigungen durch potentielle Reflexionen eher unwahrscheinlich. Gebäude in der weiteren Umgebung werden nicht untersucht, da aufgrund der Entfernung und/oder des Winkels zur Immissi- onsquelle Beeinträchtigungen durch Reflexionen mit hinreichender Wahrscheinlichkeit auszuschließen sind.
Bild S3: Gebäude östlich der PV Anlage (Quelle: Google Earth/SolPEG)
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3 Ermittlung der potentiellen Blendwirkung
3.1 Rechtliche Hinweise
Rechtliche Hinweise u.a. zur Licht-Leitlinie sind nicht Bestandteil dieses Dokumentes.
3.2 Blendwirkung von PV Modulen
Vereinfacht ausgedrückt nutzen PV Module das Sonnenlicht zur Erzeugung von Strom. Hersteller von PV Modulen sind daher bestrebt, dass möglichst viel Licht vom PV Modul absorbiert wird, da möglichst das gesamte einfallende Licht für die Stromproduktion genutzt werden soll. Die Materialforschung hat mit speziell strukturierten Glasoberflächen (Texturen) und Antireflexionsschichten den Anteil des ref- lektierten Lichtes auf 2-5 % reduzieren können. Folgende Skizze zeigt den Aufbau eines PV Moduls:
Bild S4: Anteil des reflektierten Sonnenlichtes bei einem PV Modul (Quelle: Internet/SolPEG)
PV Module zeigen im Hinblick auf Reflexion andere Eigenschaften als normale Glasoberflächen (z.B. PKW-Scheiben, Glasfassaden, Fenster, Gewächshäuser) oder z.B. Oberflächen von Gewässern. Direkt einfallendes Sonnenlicht wird von der Moduloberfläche diffus reflektiert:
Bild S5: Diffuse Reflexion von direkten Sonnenlicht (Einstrahlung ca. 980 W/m2) auf einem PV Modul (Quelle: SolPEG)
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3.3 Technische Parameter der PV Anlage
Die optischen Eigenschaften und die Installation der Module, insbesondere die Ausrichtung und Nei- gung der Module sind wesentliche Faktoren für die Berechnung der Reflexionen. Lt. Planungsunterlagen werden PV Module mit Anti-Reflex Schicht verwendet, sodass deutlich weniger Sonnenlicht reflektiert wird als bei Standard Modulen. Dennoch sind Reflexionen nicht ausgeschlossen, insbesondere wenn das Sonnenlicht in einem flachen Winkel auf die Moduloberfläche trifft. Die Neigung der Modultische beträgt 20°, Azimut beträgt 180° (Süden). Die folgenden Skizzen verdeutlichen die Konstruktion der Modulinstallation.
Bild S6: Skizzen der Modulkonstruktion (Quelle: Auftraggeber)
Die für die Untersuchung der Reflexion wesentlichen Parameter der PV Anlage sind in der folgenden Tabelle zusammengefasst.
Tabelle 2: Berechnungsparameter PV Modul REC, Polykristallin Moduloberfläche Solarglas mit Anti-Reflexionsbehandlung (lt. Datenblatt) Unterkonstruktion Modultische, fest aufgeständert Modulinstallation 6 Module quer übereinander Ausrichtung (Azimut) 180° (Süden) Modulneigung 20° Höhe der sichtbaren Modulfläche min. 0,75 m, max. 2,85 m Mittlere Höhe der Modulfläche 2 m Anzahl Messpunkte auf der Bahnstrecke 2 Messpunkte (siehe Skizze S8) Anzahl Messpunkte Gebäude 1 Messpunkt (siehe Skizze S8) Anzahl Messpunkte B303 1 Messpunkt (siehe Skizze S8) Höhe Messpunkte über Boden 2 m (mittlere Sitzhöhe)
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3.4 Berechnung der Blendwirkung
Die Berechnung der Reflexionen von elektromagnetischen Wellen (auch sichtbares Licht) erfolgt nach anerkannten physikalischen Erkenntnissen und den entsprechend abgeleiteten Gesetzen (u.a. Reflexi- onsgesetz, Lambertsches Gesetz) sowie den entsprechenden Berechnungsformeln. Darüber hinaus kommen die in Anhang 2 der Licht-Leitlinie beschriebenen Empfehlungen (Seite 21ff) zur Anwendung, es werden jedoch aufgrund fehlender Angaben u.a. für Fahrzeuglenker zusätzliche Quellen herangezogen, u.a. die Richtlinien der FAA2 zur Beurteilung der Blendwirkung für den Flugver- kehr. Eine umfassende Darstellung der verwendeten Formeln und theoretischen Hintergründe der Berech- nungen ist im Rahmen dieser Stellungnahme nicht möglich.
Der grundlegende Ansatz zur Berechnung der Reflexion ist wie folgt. Wenn die Position der Sonne und
die Ausrichtung des PV Moduls (Neigung: γP , Azimut αP) bekannt ist, kann der Winkel der Reflexion (θP) mit der folgenden Formel berechnet werden:
cos (θP) = - cos(γS) ⋅ sin(γP) ⋅ cos(αS+180°-αP) + sin(γS) ⋅ cos(γP)
normal 90°-γP
γP θ P γP γS
αS αP
Süden
Bild S7: Schematische Darstellung der Reflexionen auf einer geneigten Fläche
Die unter 3.2 aufgeführten generellen Eigenschaften von PV Modulen (Glasoberfläche, Antireflexions- schicht) haben Einfluss auf den Reflexionsfaktor der Berechnung bzw. entsprechenden Berechnungs- modelle.
Die Simulation von Reflexionen geht zu jedem Zeitpunkt von einem klaren Himmel und direkter Son- neneinstrahlung aus, daher wird im Ergebnis immer die höchst mögliche Blendwirkung angegeben. Dies entspricht nur selten den realen Umgebungsbedingungen und auch Informationen über möglichen Sichtschutz durch Bäume, Gebäude oder andere Objekte können nicht ausreichend verarbeitet werden. Auch Wettereinflüsse wie z.B. Frühnebel/Dunst oder lokale Besonderheiten der Wetterbedingungen können nicht berechnet werden. Die Entfernung zur Blendquelle fließt in die Berechnung ein, jedoch sind sich die Experten uneinig ab welcher Entfernung eine Blendwirkung durch PV Anlagen zu ver- nachlässigen ist. In der Licht-Leitlinie3 wird eine Entfernung von 100 m genannt.
Die durchgeführten Berechnungen wurden u.a. mit Simulationen und Modellen des Sandia National Laboratories4, New Mexico überprüft.
2 US Federal Aviation Administration (FAA) guidelines for analyzing flight paths: https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2013-10-23/pdf/2013-24729.pdf 3 Licht-Leitlinie Seite 22: Immissionsorte, die sich weiter als ca. 100 m von einer Photovoltaikanlage entfernt befinden erfahren erfahrung- sgemäß nur kurzzeitige Blendwirkungen. 4 Webseite der Sandia National Laboratories: http://www.sandia.gov
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3.5 Standorte für die Analyse
Eine Analyse der potentiellen Blendwirkung kann aus technischen Gründen nicht für beliebig viele Messpunkte durchgeführt werden. Je nach Größe und Beschaffenheit der PV Anlage werden in der Re- gel 4 - 5 Messpunkte gewählt und die jeweils im Jahresverlauf auftretenden Reflexionen ermittelt. Die Position der Messpunkte wird anhand von Erfahrungswertem sowie den Ausführungen der Licht- Leitlinie zu schutzwürdigen Zonen festgelegt. U.a. können Objekte im Süden von PV Anlagen aufgrund des Strahlenverlaufs gemäß Reflexionsgesetz nicht von potentiellen Reflexionen erreicht werden und werden daher nicht untersucht.
Für die Analyse einer potentiellen Blendwirkung der PV Anlage Ludwigschorgast wurden insgesamt 4 Messpunkte festgelegt. 2 Messpunkte im Verlauf der einspurigen Bahnstrecke und 1 Messpunkt im Be- reich der Gebäude östlich der PV Anlage sowie 1 Messpunkt auf der B303. Weitere Gebäude werden nicht untersucht, da aufgrund der Entfernung und/oder des Winkels zur Im- missionsquelle Beeinträchtigungen durch Reflexionen mit hinreichender Wahrscheinlichkeit auszu- schließen sind.
Die folgende Übersicht zeigt die PV Anlage und die 4 gewählten Messpunkte P1-P4:
Bild S8: Übersicht über die PV Anlage und Messpunkte P1–P4 (Quelle: Google Earth/SolPEG)
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4 Ergebnisse
4.1 Allgemeine Hinweise
Schutzwürdige Räume
In der Licht-Leitlinie sind einige "schutzwürdige Räume" - also feste Standorte - aufgeführt, für die zu bestimmten Tageszeiten störende oder belästigende Einflüsse durch Lichtimmissionen zu vermeiden sind. Es fehlt5 allerdings eine Definition oder Empfehlung zum Umgang mit Verkehrswegen und auch zu Schienen- und Kraftfahrzeugen als "beweglichen" Räumen. Eine Blendwirkung an beweglichen Standorten ist in Bezug zur Geschwindigkeit zu sehen, d.h. eine Reflexion kann an einem festen Standort über mehrere Minuten auftreten, ist jedoch bei der Vorbeifahrt mit 100 km/h ggf. nur für Sekundenbruchteile wahrnehmbar. Aber trotz einer physiologisch unkriti- schen Leutdichte kann die Blendwirkung durch frequente Reflexionen subjektiv als störend empfunden werden (psychologische Blendwirkung). Vor diesem Hintergrund kann die Empfehlung der Licht- Leitlinie in Bezug auf die maximale Dauer von Reflexionen in "schutzwürdigen Räumen" nicht ohne weiteres auf Fahrzeuge übertragen werden. Die reinen Zahlen der Simulationsergebnisse sind immer auch im Kontext zu verstehen.
Einfallswinkel der Reflexion
Die Fachliteratur enthält ebenfalls keine einheitlichen Aussagen zur Berechnung und Beurteilung der Blendwirkung von Fahrzeugführern durch reflektiertes Sonnenlicht und auch unter den Experten gibt es bislang keine einheitliche Meinung ab welchem Winkel eine Reflexion bei Tageslicht als objektiv störend empfunden wird. Dies hängt u.a. mit den Abbildungseigenschaften des Auges zusammen wonach die Dichte der Helligkeitsrezeptoren (Zapfen) außerhalb des zentralen Schärfepunktes (Fovea Centralis) abnimmt. Überwiegend wird angenommen, dass Reflexionen in einem Winkel ab 20° zur Blickrichtung keine Be- einträchtigung darstellen. In einem Winkel zwischen 10° - 20° können Reflexionen eine moderate Blendwirkung erzeugen und unter 10° werden sie überwiegend als Beeinträchtigung empfunden. Vor diesem Hintergrund ist in dieser Untersuchung der für Reflexionen relevante Blickwinkel als Fahrt- richtung +/- 20° definiert.
Entfernung zur Immissionsquelle
Lt. Licht-Leitlinie "erfahren Immissionsorte, die sich weiter als ca. 100 m von einer Photovoltaikanlage ent- fernt befinden, erfahrungsgemäß nur kurzzeitige Blendwirkungen. Lediglich bei ausgedehnten Photovoltaik- parks könnten auch weiter entfernte Immissionsorte noch relevant sein."
In der hier zur Anwendung kommenden Simulationssoftware werden alle Reflexionen berechnet, die aufgrund des Strahlenverlaufs physikalisch möglich sind. In den Ergebniswerten sind daher auch Refle- xionen enthalten, die teilweise weit von der Immissionsquelle entfernt sind. Solche Extremwerte werden entsprechend geringer gewichtet bzw. relativiert bewertet, insbesondere wenn die Immissionsquelle wei- ter als 100 m entfernt ist.
5 Licht-Leitlinie "2. Anwendungsbereich", Seite 2 ff., bzw. Anhang 2 ab Seite 22
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Sonstige Einflüsse
Wie bereits in Abschnitt 3.4 ausgeführt, geht die Simulation der Reflexionen zu jedem Zeitpunkt von sog. clear-sky Bedingungen aus, d.h. klarer Himmel und entsprechende Sonneneinstrahlung. Daher stellt das Ergebnis immer die höchst mögliche Blendwirkung dar. Dies entspricht nur selten realen Wetterbedingungen insbesondere in den Morgen- oder Abendstunden in denen die Reflexionen auftreten können. Einflüsse wie z.B. Frühnebel, Dunst oder besondere, lokale Wetterbedingungen können nicht berechnet werden. Aber auch der Geländeverlauf und Informationen über möglichen Sichtschutz durch Hügel, Bäume oder andere Objekte können nicht ausreichend verar- beitet werden.
4.2 Ergebnisübersicht
Die Analyse einer potentiellen Blendwirkung der PV Anlage Ludwigschorgast wurde für 4 exemplarisch gewählte Messpunkte durchgeführt. Die Ergebnisse für die jeweiligen Messpunkte sind in Minuten pro Jahr angegeben6 und in die Kategorien „Minimal“ und „Gering“ unterteilt. Diese entsprechen den Wer- tebereichen der Berechnungsergebnisse (Leuchtdichte und -dauer). Die Ergebnisse werden in Diagram- men (siehe Anhang) auch farbig dargestellt, diese haben folgende Bedeutung:
„Minimal“, Minimales Potential für temporäre Nachbilder „Gering“, Potential für temporäre Nachbilder „Vorhanden“, Potential für Augenschädigung
Die folgenden Tabellen zeigen die potentielle Blendwirkung für die jeweiligen Messpunkte in Minuten pro Jahr für die relevanten Kategorien "Gering" bzw. "Minimal" . Die Kategorie "Vorhanden" ist nicht aufgeführt, da für diese Kategorie keine Blendwirkung auftritt. Die Zahlen dienen der Übersicht aus formellen Gründen und sind nur im Kontext und mit den genannten Einschränkungen zu verwenden. Individuelle Ausführungen erfolgen gesondert für die jeweiligen Messpunkte.
Tabelle 3: Potentielle Blendwirkung an den jeweiligen Messpunkten [Minuten pro Jahr] Messpunkt PV Feld Minimal Gering P1 Gebäude (Ost) 1 380 P2 Bahnstrecke (Nordwest) 0 0 P3 Bahnstrecke (Mitte) 0 2413W P4 Bundesstraße 303 11E 0E
W Aufgrund des Einfallswinkels zu vernachlässigen E Aufgrund der Entfernung zur Immissionsquelle zu vernachlässigen
6 Lt. BImSchG sollte die Blenddauer maximal 30 Minuten am Tag oder 30 Stunden pro Kalenderjahr betragen.
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4.3 Ergebnisse am Messpunktnkt P1
Am Messpunkt P1 im Bereich derer GGebäude östlich der geplanten PV Anlage könnönnen in bestimmten Jahreszeiten theoretisch abends zwizwischen 18:00 - 18:30 Uhr in einem bestimmtenen Winkel kurzzeitig Ref- lexionen durch die PV Anlage auftrftreten. Die Simulationsergebnisse ergeben einee GesamtdauerG pro Jahr die deutlich unter den in der Lichtlehtleitlinie empfohlenen Grenzwerten liegt und dahdaher stellen potentielle Reflexionen keine Beeinträchtigungng für Anwohner dar.
Beispielhaft für die Simulationsergergebnisse zeigen die folgenden Diagramme das AuftretenA der Reflexio- nen im Tages- bzw. im Jahresverlaulauf am Messpunkt P1. Die jeweiligen Farben symbolisierensym die Kate- gorie der potentiellen Blendwirkungung in Bezug zur Leuchtdichte der Reflexionen.. WeitereW Details auch zu den anderen Messpunkten findenn sisich im Anhang.
Bild S9: Ergebnisdetails für Messpunkt P1 (Quelle: Simulationsergebnisse)
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4.4 Ergebnisse am Messpunkt P2
Messpunkt P2 auf der Bahnstrecke kann aufgrund des Strahlenverlaufs gemäß Reflexionsgesetz von potentiellen Reflexionen durch die PV Anlage nicht erreicht werden. Eine Blendwirkung für Zugführer kann dementsprechend ausgeschlossen werden.
4.5 Ergebnisse am Messpunkt P3
Am Messpunkt P3 auf der Bahnstrecke können in bestimmten Jahreszeiten theoretisch morgens zwi- schen 06:05 - 06:40 Uhr in einem bestimmten Winkel kurzzeitig Reflexionen durch die PV Anlage auf- treten. Der Einfallswinkel der Reflexionen liegt außerhalb des für Zugführer relevanten Bereiches (Fahrtrichtung +/-20°) und daher können potentielle Reflexionen als vernachlässigbar eingestuft wer- den.
Zur Veranschaulichung wird dennoch in der folgenden Skizze die potentielle Blendwirkung für den Messpunkt P3 dargestellt.
Bild S10: Simulation am Messpunkt P2 (Quelle: Google Earth / SolPEG)
Der grüne Bereich im Bild S10 symbolisiert den relevanten Blickwinkel (Fahrtrichtung +/-20°) bei Fahrt Richtung Südosten. Im gelben Bereich links (östlich) zur Fahrtrichtung könnten potentielle Reflexionen wahrgenommen werden. Dieser Bereich liegt allerdings mit -50° bis -70° außerhalb des für Zugführer relevanten Blickwinkels und somit sind Beeinträchtigungen durch Reflexionen nicht wahrscheinlich.
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4.6 Ergebnisse am Messpunkt P4
Am Messpunkt P3 auf der Bundesstraße 303 können in bestimmten Jahreszeiten rein rechnerisch mini- male Reflexionen durch die PV Anlage auftreten. Aufgrund der geringen zeitlichen Dauer und einer Entfernung von über 550 m sind diese jedoch zu vernachlässigen. Bei der weiteren Fahrt Richtung Nordwesten würde sich die Entfernung zur Immissionsquelle verringern aber aufgrund der veränderten Position und des daraus resultierenden Winkels können Reflexionen nicht mehr auftreten. Eine Blend- wirkung für Fahrzeugführer kann mit hinreichender Wahrscheinlichkeit ausgeschlossen werden.
Zur Veranschaulichung wird dennoch in der folgenden Skizze die potentielle Blendwirkung für den Messpunkt P4 dargestellt.
Bild S11: Ausschnitt für Messpunkt P3 (Quelle: Google Earth/SolPEG)
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5 Zusammenfassung der Ergebnisse
5.1 Zusammenfassung
Die Analyse von 4 exemplarisch gewählten Messpunkten im Bereich der geplanten PV Anlage Ludwigs- chorgast zeigt in bestimmten Monaten bei klaren Wetterbedingungen eine theoretische aber geringfügige und zeitlich begrenzte Wahrscheinlichkeit für Reflexionen. Für Anwohner östlich der PV Anlage sind keine Beeinträchtigungen zu erwarten da die Dauer der Reflexionen deutlich unter den in der Lichtleit- linie empfohlenen Grenzwerten liegt. Im Verlauf der Bahnstrecke können Reflexionen auftreten, jedoch in einem Blickwinkel, der für Zugführer nicht relevant ist. Selbst wenn der Blick von der Schiene abge- wendet und über einen Zeitraum von ca. 10-15 Sekunden direkt in Richtung der Reflexion gerichtet wird, könnte sich eine Blendwirkung nur in Form von kurzzeitigen Nachbildern bemerkbar machen. Bei einer geringen Geschwindigkeit von 100 km/h ändert sich der Standort des Zugführers in Bezug zu den PV Fläche um 28 m pro Sekunde, d.h. Schienenfahrzeuge haben die jeweiligen Teilbereiche der PV An- lage in wenigen Sekunden passiert. Auf der B303 könnten rein rechnerisch kurzzeitig Reflexionen durch die PV Anlage sichtbar sein, in der Realität sind diese jedoch aufgrund des Einfallswinkels und einer Entfernung von über 550 m zu ver- nachlässigen. Es ist davon auszugehen, dass die theoretisch berechneten Reflexionen in der Praxis keine relevante Blendwirkung entwickeln werden. Details zu den Ergebnissen an den jeweiligen Messpunkten finden sich in Abschnitt 4.
5.2 Beurteilung der Ergebnisse
Die potentielle Blendwirkung der hier betrachteten PV Anlage „Ludwigschorgast“ kann als „geringfü- gig“ klassifiziert7 werden. Im Vergleich zur Blendwirkung durch direktes Sonnenlicht oder durch Spiege- lungen von Windschutzscheiben, Wasserflächen, Gewächshäusern o.ä. ist diese „vernachlässigbar“. Unter Berücksichtigung von weiteren Einflussfaktoren wie z.B. Geländestruktur, natürlichem Sicht- schutz, lokalen Wetterbedingungen (Frühnebel, etc.) ist mit hinreichender Wahrscheinlichkeit davon auszugehen, dass potentielle Reflexion durch die PV Anlage keine Relevanz haben. Zugführer und auch Anwohner werden nicht beeinträchtigt. Vor dem Hintergrund dieser Ergebnisse sind keine speziellen Sichtschutzmaßnahmen erforderlich bzw. angeraten.
6 Schlussbemerkung
Die hier dargestellten Untersuchungen, Sachverhalte und Einschätzungen wurden nach bestem Wissen und Gewissen und anhand von vorgelegten Informationen, eigenen Untersuchungen und weiterführen- den Recherchen angefertigt. Eine Haftung für etwaige Schäden, die aus diesen Ausführungen bzw. wei- terer Maßnahmen erfolgen, kann nicht übernommen werden.
Hamburg, den 18.09.2018 ______Dieko Jacobi / SolPEG GmbH
7 Die Klassifizierung entspricht den Wertebereichen der Simulationsergebnisse
18.09.2018 Blendgutachten – PVA Ludwigschorgast Seite 16 von 25 A Planzeichnung B Festsetzung durch Planzeichen
1. Art der baulichen Nutzung 10. Wasserflächen, Flächen für die Wasserwirtschaft, Hochwasserschutz §5 Abs.2 Nr.1, §9 Abs.1 Nr.1 BauGB, §§1 bis 11 BauNVO §5 Abs.2 Nr.7 und Abs.4, §9 Abs.1 Nr.16 und Abs.6 BauGB Solar
SO Sonstige Sondergebiete Solar Zweckbestimmung. "Photovoltaik-Freiflächenanlage" vorläufig gesichertes Überschwemmungsgebiet der Schorgast
3. Bauweise, Baulinien, Baugrenzen 13. Maßnahmen und Flächen zum Schutz und Pflege von Natur und Landschaft §9 (1) Nr.2 BauGB, §§22 und 23 BauNVO §5 Abs.2 Nr.10 und Abs.4, §9 Abs.1 Nr.20, 25 und Abs.6 BauGB
Trinkwasserleitung Baugrenze (Leitungsverlauf aus altem Plan nachgezeichnet und nicht ortsgenau) Pflanzgebot für Sträucher 6. Verkehrsflächen §5 Abs.2 Nr.10 und Abs.4, §9 Abs.1 Nr.20 und Abs.6 BauGB §9 Abs.1 Nr.11 und Abs.6 BauGB Flächen für Maßnahmen zum Schutz, zur Pflege und zur Entwicklung von Natur u. Landschaft Einfahrtbereich §5 Abs.4, §9 Abs.6 BauGB Zufahrtsbereich Landschaftsschutzgebiet LSG-00085.01 "Täler des Frankenwaldes" Gleisbettverlauf aus Digitalen Orthophoto nachgezeichnet 8. Hauptversorgungs- und Hauptabwasserleitungen SO §5 Abs.2 Nr.4 und Abs.4, §9 Abs.1 Nr.13 und Abs.6 BauGB 15. Sonstige Planzeichen
"Abwasserbeseitigung der Schorgasttalgemeinden" Abwasserdruckleitung des Zweckverbandes unterirdisch Zu- und Abwasserleitung Grundstücksgrenzen und Flurstücknummern
20-kV-Freileitung der Bayernwerk Netz GmbH §9 Abs.1 Nr.21 und Abs.6 BauGB
9. Grünflächen Mit Geh-, Fahr- und Leitungs- rechten zu belastende Flächen §5 Abs.2 Nr.5 und Abs.4, §9 Abs.1 Nr.15 und Abs.6 BauGB §9 Abs.7 BauGB
Grenze des räumlichen Geltungs- Grünflächen bereichs des Bebauungsplans
Grünweg 16. geplante Infrastruktur
Mittelspannungs - Erdkabel (geplant)
Schutzzonenbereich 20kV-Freileitung
Detail im Maßstab 1:100 Netzanschlusspunkt (geplant)
Modultische (geplant) Baugrenze Acker Geltungsbereich Zaun Grünweg Photovoltaikmodul
Hecke 2.00 3.00 1.50 3.50
C Festsetzungen als Text D Verfahrensvermerke C.1 Art der baulichen Nutzung D.1 Aufstellungsbeschluss D.6 Ausgefertigt Markt Ludwigschorgast Die Art der baulichen Nutzung des Gebietes wird entsprechend §11 BauNVO Innerhalb der Ausgleichsflächen sind gemäß den Planeintragungen Der Marktgemeinderat des Marktes Ludwigschorgast beschloss in seiner Sitzung Ludwigschorgast, TT.MM.JJJJ ……………………………. als sonstiges Sondergebiet mit der Zweckbestimmung „Freiflächen- standortgerechte Sträucher zu pflanzen, zu erhalten und bei Verlust zu vom 25.7.2017 die Aufstellung eines vorhabenbezogenen Bebauungsplanes. Der Markt Ludwigschorgast Photovoltaikanlage“ als Anlage zur Erzeugung erneuerbarer Energien ersetzen. Die Bepflanzung ist mindestens dreireihig versetzt auszuführen. Aufstellungsbeschluss wurde ortsüblich bekannt gemacht. Vorhabenbezogener Bebauungsplan Doris Leithner-Bisani festgesetzt. Zulässig sind Photovoltaikanlagen und betriebsbedingte Um eine Verschattung der Solarmodule zu vermeiden, dürfen die Sträucher D.2 Beteiligung der Öffentlichkeit Erste Bürgermeisterin "Solarpark Ludwigschorgast" Gebäude. bei Bedarf alle zehn Jahre zurückgeschnitten werden. Die Beteiligung der Öffentlichkeit wurde ortsüblich bekannt gemacht; der Vorentwurf mit integrierten Vorhabens- und Erschließungsplan C.2 Maß der baulichen Nutzung Bei Sträuchern sind Pflanzen folgender Qualität zu verwenden: zweimal des vorhabenbezogenen Bebauungsplanes in der Fassung vom 30.10.2017 konnte verpflanzt, ohne Ballen, Höhe 100 bis 150 cm; Pflanzraster 1,20 Meter x 1,20 C.2.1 Modulfläche vom 26.3.2018 bis 26.4.2018 im Rathaus der Verwaltungsgemeinschaft Meter. Es ist auf regionales Pflanzgut zurückzugreifen. Untersteinach oder nach Absprache im Rathaus des Marktes Ludwigschorgast Die maximal zulässige Fläche für Solarmodule (MF) beträgt 9.000 m². Es (Dienstsiegel) eingesehen we rden. Eingegangene Stellungnahmen wurden vom Marktgemeinderat dürfen nur Solarmodule auf Siliziumbasis ohne gefährliche Inhaltsstoffe Folgende Arten sind zu pflanzen: behandelt, das Ergebnis wurde mitgeteilt. verwendet werden. Module, die nach Wegfall ihrer ursprünglichen Feldahorn (Acer campestre), Hasel (Corylus avellana), Zweigriffeliger D.7 Inkrafttreten Zweckbestimmung entsprechend dem Kreislaufwirtschaftsgesetz als Weißdorn (Crataegus laevigata), Eingriffeliger Weißdorf (Crataegus D.3 Beteiligung der Behörden und sonstigen Träger öffentlicher Belange sowie der gefährlicher Abfall eingestuft werden müssen, sind nicht zulässig. monogyna), Schwarze Heckenkirsche (Lonicera nigra), Schlehe (Prunus Nachbargemeinden Der Beschluss des Bebauungsplanes wurde am ...... ortsüblich bekannt gemacht; C.2.2 Höhe baulicher Anlagen spinosa), Hundsrose (Rosa canina), Filzrose (Rosa tomentosa), Schwarzer Die Behörden und sonstigen Träger öffentlicher Belange sowie die dabei wurde darauf hingewiesen, dass der Bebauungsplan mit Begründung im Holunder (Sambucus nigra), Traubenholunder (Sambucus racemosa), Nachbargemeinden wurden mit Schreiben vom ...... in der Zeit vom ...... bis Rathaus des Marktes Ludwigschorgast ab sofort eingesehen werden kann. Der Die Höhe vo n Gebäuden darf maximal 5,00 Meter betragen, gemessen von Gewöhnlicher Schneeball (Viburnum opulus)...... an der Aufstellung des vorhabenbezogenen Bebauungsplans beteiligt und vorhabenbezogene Bebauungsp lan ist mit der Bekanntmachung in Kraft getreten. der natürlichen Geländeoberfläche bis zum höchsten Punkt des Dachs (GOK angehört. Eingegangene Stellungnahmen wurden vom Marktgemeinderat Über den Inhalt des Bebauungsplanes wird auf Verlangen Auskunft erteilt. 5,00m). Die einzelnen Straucharten sind in Kleingruppen zu zwei bis fünf Exemplaren behandelt, das Ergebnis wurde mitgeteilt. pro Art einzubringen und mit anderen Arten zu größeren Pflanzgruppen zu Die Höhe freistehender Solarmodule darf maximal 3,50 Meter betragen, Auf die Voraussetzungen für die Geltendmachung der Verletzung von Verfahrens kombinieren. In die Strauchgruppen sind nach Norden punktuell einzelne D.4 Öffentliche Auslegung gemessen von der natürlichen Geländeoberfläche bis zum höchsten Punkt und Formvorschriften und von Mängeln der Abwägung sowie die Rechtsfolgen des § Exemplare folgender Arten zu integrieren: Hainbuche (Carpinus betulus), der Solarmodule (OK 3,50m). Der Entwurf des vorhabenbezogenen Bebauungsplanes in der Fassung vom ...... 215 Abs. 1 BauGB wird hingewiesen (§ 215 Abs. 2 BauGB). Wildapfel (Malus silvestris), Vogelkirsche (Prunus avium), Vogelbeere wurde mit der Begründung aufgrund des Beschlusses des Marktgemeinderates vom Unbeachtlich werden demnach M 1:10.000 Lage des Geltungsbereiches C.3 Einfriedungen (Sorbus aucuparia). Es sind Heister, zwei bis dreimal verpflanzt, ohne Ballen, ...... , nach ortsüblicher Bekanntmachung, im Rathaus des Marktes Höhe 250 bis 300 cm zu verwenden. Wird eine Grundstückseinfriedung vorgenommen, so ist sie als Metallgitter- Ludwigschorgast vom ...... bis ...... mit dem Hinweis, dass Anregungen während 1. eine nach § 214 Abs. 1 Satz Nr. 1 bis 3 BauGB beachtliche Verletzung der Auslegungsfrist von jedermann schriftlich oder zur Niederschrift vorgebracht Gefertigt: oder Maschendrahtzaun auszuführen; die Zäune sind ohne zusätzlichen Die Sträucher sind gegen Wildverbiss zu schützen, bis sie aus der der dort bezeichneten Verfahrens- und Formvorschriften, Sockel auszuführen. Die Einfriedung ist so zu gestalten, dass sie für kleine Äsungshöhe herausgewachsen sind. Für die Bepflanzung der werden können, öffentlich ausgelegt. Behörden und sonstige Träger öffentlicher 2. eine unter Berücksichtigung des § 214 Abs. 2 BauGB beachtliche Burgkunstadt, den ...... SÜDWERK Projektgesellschaft mbH Säugetiere passierbar ist. Die Höhe der Einfriedung darf 2,50 Meter nicht Ausgleichsflächen sind autochthone Gehölze zu verwenden. Sämtliche Belange wurden von der Auslegung in Kenntnis gesetzt. Über die eingegangenen Verletzung der Vorschriften über das Verhältnis des Bebauungsplans überschreiten, die Zaununterkante muss im Mittel ca. 15 cm über dem Maßnahmen sind in Abstimmung mit der Unteren Naturschutzbehörde Stellungnahmen wurde vom Marktgemeinderat Beschluss gefasst, das Ergebnis und des Flächennutzungsplans und wurde mitgeteilt. Geändert: Gelände liegen. Ausgleichsflächen dürfen nicht eingefriedet werden. durchzuführen. Ausgleichsflächen dürfen nicht eingefriedet werden. Der 3. nach § 214 Abs. 3 Satz 2 BauGB beachtliche Mängel des Abwägungsvorgangs, Burgkunstadt, den ...... SÜDWERK Projektgesellschaft mbH Einsatz von Dünge - oder Pflanzenschutzmitteln ist nicht zulässig. D.5 Satzungsbeschluss C.4 Ausgleichs - u. Ersatzmaßnahmen wenn sie nicht innerhalb eines Jahres seit Bekanntmachung des Bei allen Bepflanzungen sind die gesetzlichen Grenzabstände einzuhalten. Der Markt Ludwigschorgast hat mit Beschluss des Marktgemeinderates vom ...... Die notwendigen Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen werden auf dem im Flächennutzungsplans oder der Satzung schriftlich gegenüber dem Markt Geändert: den vorhabenbezogenen Bebauungsplan in der Fassung vom ...... als Satzung Plan mit nebenstehendem Planzeichen gekennzeichneten Flächen Die Ausgleichsflächen sind spätestens ein Jahr nach Inbetriebnahme der Ludwigschorgast geltend gemacht worden sind; der Sachverhalt, der die Verletzung beschlossen. Burgkunstadt, den ...... SÜDWERK Projektgesellschaft mbH durchgeführt. Die festgesetzten Ausgleichsflächen werden den im Rahmen Anlage fertig zu stellen und solange zu unterhalten, wie der Eingriff wirkt. oder den Mangel begründen soll, ist darzulegen. Dies gilt entsprechend, wenn Fehler des vorhabenbezogenen Bebauungsplanes festgesetzten Bauflächen Ausgefertigt: nach § 214 Abs. 2a BauGB beachtlich sind. zugeordnet. Ludwigschorgast, TT.MM.JJJJ ……………………………. Außerdem wird auf die Vorschriften des § 44 Abs. 3 Satz 1 und 2 sowie Abs. 4 Projektnummer 09 4 77 135-18.17 Entwicklungsziel für diese Ausgleichsflächen ist eine arten- und kräuterreiche BauGB hingewiesen. Danach erlöschen Entschädigungsansprüche für nach den §§ Magerwiese mit Heckenstrukturen; die Entwicklungsdauer wird mit 20 Jahren Markt Ludwigschorgast 39 bis 42 BauGB eingetretene Vermögensnachteile, wenn nicht innerhalb von drei Doris Leithner-Bisani angesetzt. Die vorgesehenen Flächen für den naturschutzfachlichen Jahren nach Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Vermögensnachteile eingetreten Planungsstand 14. August 2018 Entwurf Ausgleich liegen unmittelbar am Planungsgebiet. Für diese Flächen ist Erste Bürgermeisterin sind, die Fälligkeit des Anspruches herbeigeführt wird. folgende Nutzung vorzusehen: Einsaat einer artenreichen Wiesenmischung Ludwigschorgast, TT.MM.JJJJ ……………………………. für Extensivgrünland. Hierbei ist regionales, zertifiziertes Saatgut zu Maßstab 1:1000 verwenden. Die Saatgutmischung ist im Vorfeld mit der Unteren Markt Ludwigschorgast Naturschutzbehörde abzustimmen. Die extensiven Grünlandbereiche (Dienstsiegel) Doris Leithner-Bisani innerhalb der Anlage können auch die die natürliche Sukzession entwickelt Erste Bürgermeisterin werden. Entwicklung des Grünlandes: Angepasste, extensive Mahdnutzung Bearbeitet Büttner, Jürgen mit Abräumen des Schnittguts mit Schnittzeitpunkt zwischen Mitte und Ende Juni (15. bis 30. Juni). Alternativ ist auch hier eine Beweidung mit Schafen (Dienstsiegel) möglich, aber nicht vor dem 1. Juni. SÜDWERK Projektgesellschaft mbH Sternshof 1 96224 Burgkunstadt T: +49 (0)9572 88690-31 rec TwinPeak 2 BLK2 Serie
ERSTKLASSIGE HÖCHSTLEISTUNGSMODULE
Die Solarmodule der REC TwinPeak 2 BLK2 Serie kombinieren eine innovative Zellentechnologie für ein komplett schwarzes Moduldesign mit hoher Effizienz und hohem Ertrag. So nutzen Kunden die für die Solaranlage verfügbare Fläche bestmöglich aus. Durch die Kombination von branchenführender Qualität und der Verlässlichkeit einer starken und etablierten Marke sind die Solarmodule der REC TwinPeak 2 BLK2 Serie die ideale Lösung für alle aesthetisch anspruchsvolle Anlagen auf privaten und gewerblichen Gebäuden weltweit.
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EFFIZIENZ 1675±2.5 [65.94 ±0.1] 17,1% 28 [1.1] 910 [35.8] 382.5 [15.05]
GR GR JAHRE PRODUKTGARANTIE 900 [35] 10 JAHRE LINEARE 25 LEISTUNGSGARANTIE
aLLGEMEINE INfORMaTIONEN Zelltyp: 120 multikristalline PERC Halbzellen 6 Stränge mit 20 Zellen in Serie 956 [37.64] 11±0.2 Glas: 3,2 mm Solarglas mit 997±2.5 [39.25 ±0.1] [0.43 ±0.8] antireflektiver Oberflächenbehandlung 6.6±0.2 [0.26 ±0.08] Rückseitenfolie: Hochbeständiges Polyester Polyolefin Konstruction (schwarz) 20.5±0.5 Rahmen: Eloxiertes Aluminum (schwarz) [0.78 ±0.08] 1200 [47]
17 [0.7] Anschlussdose: 3-teilig, 3 Bypass Dioden, IP67 konform
konform zu IEC 62790
GR GR Kabel: 4 mm² Solarkabel, 0,9 m + 1,2 m konform zu EN 50618 45 [1.5] Stecker: Stäubli MC4 PV-KBT4/PV-KST4 (4 mm²) 38 [1.5] konform zu IEC 62852, IP68 bei geschlossenen Steckern Herkunft: Hergestellt in Singapore Abmessungen in mm [in]
ELEkTRIScHE DaTEN @ STc Produktbezeichnung*: REcxxxTP2 BLk2 MaXIMUM RaTINGS
Nennleistung - PMPP (Wp) 275 280 285 Betriebstemperatur: -40 ... +85°C Leistungstoleranz - (W) -0/+5 -0/+5 -0/+5 Maximale Systemspannung: 1000 V * Nennspannung im MPP - UMPP (U) 31,6 31,8 32,0 Auslegungslast (+): Schnee 367 kg/m² (3600 Pa) Maximale Prüflast (+): 550 kg/m² (5400 Pa) Nennstrom im MPP - IMPP (A) 8,71 8,82 8,92 Auslegungslast (-): Wind 163 kg/m² (1600 Pa)* Leerlaufspannung - UOC (U) 38,2 38,4 38,6 Maximale Prüflast (-): 244 kg/m² (2400 Pa) Kurzschlussstrom - ISC (A) 9,28 9,39 9,49 Max. Vorsicherungswert: 25 A Modulwirkungsgrad (%) 16,5 16,8 17,1 Werte unter Standardmessbedingungen (STC: Luftmasse AM 1,5, Einstrahlung 1000 W/m², Umgebungstemperatur 25°C), ermittelt über die Max. Rückstrom: 25 A gesamte Verteilung der Produktion mit einer Toleranz für U & I von ±3% innerhalb einer Wattklasse. Bei geringer Einstrahlung von OC SC *Sicherheitsbeiwert 1.5 200 W/m, wird mindestens 95% der STC Moduleffizienz erreicht.
*xxx bezieht sich auf die angegebene Leistung (PMPP) @STC, und wird durch den Buchstaben BLK für Module mit schwarzem Rahmen ergänzt.
ELEkTRIScHE DaTEN @ NMOT Produktbezeichnung*: REcxxxTP2 BLk2 TEMPERaTUREIGENScHafTEN*
(±2°C) Nennleistung - PMPP (Wp) 207 211 215 Nennbetriebstemperatur des Moduls: 44,6°C
Nennspannung im MPP - UMPP (U) 29,3 29,4 29,6 Temperaturkoeffizient PMPP: -0,36 %/°C Technische Änderungen vorbehalten. Nennstrom im MPP - IMPP (A) 7,08 7,17 7,25 Temperaturkoeffizient UOC: -0,30 %/°C
Leerlaufspannung - UOC (U) 35,4 35,6 35,7 TemperaturkoeffizientSC I : 0,066 %/°C *Die angegebenen Temperaturkoeffizienten sind lineare Werte
Kurzschlussstrom - I (A) 7,54 7,63 7,72 11.17
SC Nennbetriebstemperatur des Moduls (NMOT: Luftmasse AM 1,5, Einstrahlung 800 W/m², Umgebungstemperatur 20°C, Windgeschw. 1 m/s). 2
*xxx bezieht sich auf die angegebene Leistung (PMPP) @STC, und wird durch den Buchstaben BLK für Module mit schwarzem Rahmen ergänzt.
zERTIfIzIERUNGEN GaRaNTIE MEcHaNIScHE DaTEN 10 Jahre Produktgarantie Maße: 1675 x 997 x 38 mm MCS 25 Jahre lineare Leistungsgarantie Fläche: 1,67 m² (maximale Leistungsdegression von 0,7% p.a.) IEC 61215, IEC 61730 & UL 1703; MCS 005, IEC 62804 (PID) Gewicht: 18,5 kg Ref: NE-05-07-12 Rev- C. IEC 62716 (Ammoniakbeständigkeit), IEC 60068-2-68 (Blowing Sand) Siehe Garantiebedingungen für weitere Details IEC 61701 (Salznebel Grad 6), UNI 8457/9174 (Class A), ISO 11925-2 (Class E) ISO 9001: 2015, ISO 14001: 2004, OHSAS 18001: 2007
Recyclingpartnerschaft Konform zur WEEE-Richtlinie: WEEE-Reg.Nr. DE 28924578
Aus einer Norwegischen Gründung im Jahr 1996 heraus hat sich REC zu einer führenden, vertikal integrierten Solarenergiefirma entwickelt. Mit der eigenen Herstellung von Silizium, Wafern, Zellen und Modulen versorgt REC die Welt verlässlich mit sauberer Energie. Dank unserer bekannten Produktqualität erfreuen wir uns einer der niedrigsten Reklamationsraten in der Industrie. REC gehört zu Bluestar Elkem mit Hauptsitz in Norwegen und operativen Geschäftssitz in Singapur. Mit mehr als 2.000 Mitarbeitern weltweit produzieren wir jährlich Qualitätsmodule mit 1,4 GW. www.recgroup.com Ludwigschorgast Site Config | ForgeSolar
- Created Sept. 18, 2018 8:21 a.m. Updated Sept. 18, 2018 8:28 a.m. DNI varies and peaks at 1,000.0 W/m^2 Analyze every 1 minute(s) 0.5 ocular transmission coefficient 0.002 m pupil diameter 0.017 m eye focal length 9.3 mrad sun subtended angle Timezone UTC1 Site Configuration ID: 21147.1215
PV name Tilt Orientation "Green" Glare "Yellow" Glare Energy Produced
deg deg min min kWh
PV Feld 20.0 180.0 12 2,793 -
Name: PV Feld Height Axis tracking: Fixed (no rotation) Ground above Total Tilt: 20.0 deg Vertex Latitude Longitude elevation ground elevation Orientation: 180.0 deg Rated power: - deg deg m m m Panel material: Light textured glass with AR coating Vary reflectivity with sun position? Yes 1 50.119770 11.564048 338.86 2.00 340.86 Correlate slope error with surface type? Yes 2 50.119908 11.564950 341.89 2.00 343.89 Slope error: 9.16 mrad 3 50.119860 11.565390 342.85 2.00 344.85 4 50.119416 11.565980 339.41 2.00 341.41 5 50.119139 11.565961 336.42 2.00 338.42 6 50.118897 11.565277 334.60 2.00 336.60 7 50.119241 11.564869 338.35 2.00 340.35
1 von 6 Ludwigschorgast Site Config | ForgeSolar
Number Latitude Longitude Ground elevation Height above ground Total Elevation
deg deg m m m
OP 1 50.119726 11.566988 339.41 2.00 341.41 OP 2 50.119849 11.562874 330.31 2.00 332.31 OP 3 50.119054 11.564311 330.95 2.00 332.95 OP 4 50.119292 11.573721 348.00 2.00 350.00
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Component Green glare (min) Yellow glare (min)
OP: OP 1 1 380 OP: OP 2 0 0 OP: OP 3 0 2413 OP: OP 4 11 0
PV array is expected to produce the following glare for receptors at this location: 1 minutes of "green" glare with low potential to cause temporary after-image. 380 minutes of "yellow" glare with potential to cause temporary after-image.
No glare found
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PV array is expected to produce the following glare for receptors at this location: 0 minutes of "green" glare with low potential to cause temporary after-image. 2,413 minutes of "yellow" glare with potential to cause temporary after-image.
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PV array is expected to produce the following glare for receptors at this location: 11 minutes of "green" glare with low potential to cause temporary after-image. 0 minutes of "yellow" glare with potential to cause temporary after-image.
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Times associated with glare are denoted in Standard time. For Daylight Savings, add one hour. Glare analyses do not account for physical obstructions between reflectors and receptors. This includes buildings, tree cover and geographic obstructions. The glare hazard determination relies on several approximations including observer eye characteristics, angle of view, and typical blink response time. Actual values may differ. Hazard zone boundaries shown in the Glare Hazard plot are an approximation and visual aid. Actual ocular impact outcomes encompass a continuous, not discrete, spectrum.
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