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Energie, die einleuchtet WINDATLAS RHEINLAND-PFALZ 1

Windatlas Rheinland-Pfalz

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Energie, die einleuchtet

Text of Windatlas Rheinland-Pfalz

  • Energie, die einleuchtetWindatlas RhEinland-Pfalz

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  • ImpressumTitel: Windatlas rheinland-pfalz

    Herausgeber: ministerium fr Wirtschaft, Klimaschutz, energie und Landesplanung rheinland-pfalzStiftsstrae 9 55116 Mainz Internet: www.mwkel.rlp.de E-Mail: [email protected] Telefon: 06131 / 16-0

    Konzeption und Ausarbeitung: TV SD Industrie Service GmbH Ludwig-Eckert-Str. 893049 Regensburg Internet: www.tuev-sued.de/windenergie E-Mail: [email protected]: 0941/ 460212-0 Fax: 0941/ 460212-29

    Verantwortliche Bearbeiter: Dipl.-Geokol. Stephanie Dix Dipl.-Geokol. Martina Hunner Dipl.-Phys. Thomas Zirngibl

    Redaktion: ministerium fr Wirtschaft, Klimaschutz, energie und Landesplanung rheinland-pfalz

    Weitere Untersttzung durch: ABO Wind AG AEKS GmbH und Co. KG BWE Bundesverband Wind-Energie e.V.; Landesverband Rheinland-Pfalz / Saarland EnBW Erneuerbare Energien G.A.I.A. mbH Hhenwindpark GmbH juwi Energieprojekte GmbH Natcraft energy solution ko Eifelwind GmbH & Co. KG RWE Innogy GmbH

    Fotonachweis: TV SD Industrie Service GmbH: S. 14; S. 21; S. 22, S. 25; S. 26 Getty Images: Tim Robberts (Titel) istockphoto: Birzio S. 6; Stephan Hoerold S. 19; hadynyah S. 35; schmidt-z S.42. Thinkstock: S 8; S. 27.

    Textsatz, Bildbearbeitung und Gestaltung: KOMPAKTMEDIEN Die Kommunikationsbereiter GmbHwww.kompaktmedien.de

    Mainz, Juli 2013

    Fr nicht gewerbliche Zwecke sind Vervielfltigungen und unentgeltliche Verbreitung, auch auszugsweise, unter Angabe der Quelle, gestattet. Die Verbreitung, auch auszugsweise, ber elektronische Systeme/Datentrger bedarf der vorherigen Zustimmung. Alle brigen Rechte bleiben vorbehalten. Diese Druck-schrift wird im Rahmen der ffentlichkeitsarbeit der Landesregierung Rheinland-Pfalz herausgegeben. Sie darf weder von Parteien noch Wahlbewerbern oder Wahlhelfern im Zeitraum von sechs Monaten vor einer Wahl zum Zwecke der Wahlwerbung verwendet werden. Dies gilt fr Landtags-, Bundestags-, Kommunal- und Europawahlen. Missbruchlich ist whrend dieser Zeit insbesondere die Verteilung auf Wahlveranstaltungen, an Informationsstnden der Parteien sowie das Einlegen, Aufdrucken und Aufkle-ben parteipolitischer Informationen und Werbemittel.

    Untersagt ist gleichfalls die Weitergabe an Dritte zum Zwecke der Wahlwerbung. Auch ohne zeitlichen Bezug zu einer bevorstehenden Wahl darf die Druckschrift nicht in einer Weise verwendet werden, die als Parteinahme der Landesregierung zugunsten einzelner politischer Gruppen verstanden werden knnte. Den Parteien ist es gestattet, die Druckschrift zur Unterrichtung ihrer eigenen Mitglieder zu verwenden.

  • Energie, die einleuchtet

    Windatlas RhEinland-Pfalz

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  • VOrWOrTIn Deutschland besteht weitgehend Konsens, aus der Atomkraft auszusteigen und stattdessen kon-sequent auf Erneuerbare Energien zu setzen. Die Landesregierung Rheinland-Pfalz hat sich zum Ziel gesetzt, bis zum Jahr 2030 bilanziell 100 Prozent des in Rheinland-Pfalz verbrauchten Stroms aus Erneu-erbaren Energien zu gewinnen. Dabei ist unser Land auf einem guten Weg. Dies belegt die dynamische Entwicklung der Ausbauzahlen bei der Windkraft und der Photovoltaik. Im Jahr 2012 wurde Windstrom bereits durch 1.243 Anlagen mit einer installierten Leistung von 1.923 MW erzeugt. Hinzu kommen bei der Photovoltaik weitere 1.542 MWp installierter Leistung in mehr als 76.000 Anlagen. Im Jahr 2030 soll Strom aus Windenergieanlagen ca. zwei Drittel des gesamten Stromverbrauchs in Rheinland-Pfalz de-cken, der Strom aus Photovoltaikanlagen ein weiteres Viertel. Nach unserer Einschtzung werden dann rund 2.650 Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von 7.500 MW rund 15 TWh erzeugen.

    Fr unser Land wollen wir die Energiewende dezentral organisieren. Dies erffnet groe Chancen fr heimische Betriebe, die an Errichtung und Wartung der Anlagen beteiligt sind, sowie fr Kommunen in strukturschwachen Regionen, denen sich neue Einnahmequellen erschlieen. Die Energiewende lohnt sich nicht nur kologisch sondern auch konomisch, denn sie ist die langfristige Garantie dafr, dass die Energiepreise stabil bleiben, indem wir Alternativen zu den endlichen fossilen Rohstoffen wettbewerbs-fhig machen.

    Mit der Teilfortschreibung des Landesentwicklungsprogramms IV und dem Rundschreiben Windenergie wurden die mageblichen Weichen fr den Ausbau von Windenergienutzung und Photovoltaik in Rhein-land-Pfalz gestellt. Auf der Ebene der Regionalplne dient die Ausweisung von Vorranggebieten der Fl-chensicherung fr knftige Standorte. In den Bauleitplnen werden dann die exakten Flchen fr Wind-energieanlagen dargestellt. Bei der Auswahl der Standorte ist die Windhffigkeit von zentraler Bedeu-tung. Damit werden bei einem geringen Flchenverbrauch eine grtmgliche Energieausbeute erzielt und durch die Konzentration auf windhffige Standorte eine Verspargelung der Landschaft vermieden.

    Mit dem Windatlas steht den Regionen und Kommunen ein hervorragendes Instrument fr eine sorg-same Flchenauswahl zur Verfgung. Brgerinnen und Brger knnen sich schnell und detailliert ber die Windverhltnisse informieren. Mit seiner hohen Auflsung von 50 Metern mal 50 Metern erlaubt der Windatlas eine an der Topographie orientierte exakte Potentialflchenermittlung fr die Windenergie-anlagen. Zustzlich wird mit den ebenfalls bercksichtigten Nabenhhen von 140 und 160 Metern ber Grund dem knftigen technischen Fortschritt Rechnung getragen. Mit den entscheidenden Stellschrau-ben Auflsung und Nabenhhen erfolgte eine erhebliche Qualittssteigerung der Datengrundlagen. Der Windatlas steht auf den Internetseiten des ministeriums und der energieagentur rheinland-pfalz zur Verfgung. Knftig wird das Windpotential fr jeden Standort in Rheinland-Pfalz ber das Fachportal www.windatlas.rlp.de abrufbar sein. Auerdem kann er als gedrucktes Exemplar angefordert werden.

    Ich bin berzeugt, dass der Windatlas einen wichtigen Beitrag zur Umsetzung der Energiewende in Rheinland-Pfalz leisten wird.

    Eveline Lemke, Ministerin fr Wirtschaft, Klimaschutz, Energie und Landesplanung Rheinland-Pfalz

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  • 1 Methodisches Vorgehen 6

    2 Erluterung zum Windatlas 82.1 datengrundlage 92.2 Modellierung 142.3 Beschreibung der Validierung 162.4 Genauigkeit und aussagekraft 162.5 aktueller stand und ausblick 18

    3 Anwendung 193.1 flchenanalyse 203.2 lokale Ertragsabschtzung 233.3 Waldstandorte und komplexe Gebiete 26

    4 Regionale Interpretation der Ergebnisse 274.1 definition von teilrumen in Rheinland-Pfalz 284.2 teilraum Westerwald 284.3 teilraum Eifel 294.4 teilraum trier/Moseltal 304.5 teilraum hunsrck 314.6 teilraum Pfalz/nahe 324.7 teilraum Pflzerwald 334.8 teilraum Rheinhessen/Rhein-neckar 34

    5 Kartenwerk 355.1 Beschreibung der Berechnung des Referenzertrags 365.2 Berechnete flchen ab 80 % Referenzertrag 37 5.3 Mittlere Windgeschwindigkeiten bei 100 m. . G. 385.4 Mittlere Windgeschwindigkeiten bei 120 m..G. 395.5 Mittlere Windgeschwindigkeiten bei 140 m..G. 405.6 Mittlere Windgeschwindigkeiten bei 160 m..G. 41

    6 Anhang 426.1 abkrzungsverzeichnis 436.2 abbildungsverzeichnis 446.3 tabellenverzeichnis 456.4 linkliste 456.5 literatur 46

    INHALT

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  • 1 METHODISCHES VORGEHEN

  • Das Land Rheinland-Pfalz wurde hinsichtlich der Windertragspotentiale erstmalig in einem einzigen Berechnungsschritt mittels eines 3-D-Verfahrens komplett erfasst und berech-net, was ber 122 Millionen Berechnungszellen entspricht. Damit treten Inkonsistenzen, welche durch bergangsbereiche entstehen, nicht auf. Das Modell wurde im Gegensatz zu bisherigen Windfeldmodellen in seiner Gesamtheit validiert und nicht in einzelnen Blattschnitten konzipiert. Die Landnutzung und die Orographie wurden mit untersttzung des Landesvermessungsamtes auf Basis aktueller Daten in hoher Auflsung und ber die Landesgrenzen von Rheinland-Pfalz hinaus herangezogen.

    Auf der Grundlage des Modells O.F.Wind wurde der Windatlas mit einer horizontalen Auflsung von 50 Metern mal 50 Metern berechnet. Es handelt sich hierbei um ein CFD-Modell (Com-putational Fluid Dynamics), welches speziell fr die Anforderungen der Windpotentialberechnung entwickelt wurde und aufgrund der 3D Berech-nungskapazitt auch fr die komplexen Geln-deformen der Mittelgebirge in Rheinland-Pfalz geeignet ist. Die hohe Auflsung der Karten erlaubt eine gezielte Potentialflchenermittlung. Im Hinblick auf die Nabenhhe moderner Win-denergieanlagen der 3-MW-Klasse wurde fr die 80 %-Referenzertragskarte eine Hhe von 140 Metern ber Grund festgelegt. Die mittleren Windgeschwindigkeiten wurden in Zwanzig-Meter-Schritten fr die Hhen zwischen 100 und 160 Metern ber Grund berechnet.

    Fr die mglichst exakte Darstellung der mittle-ren Windgeschwindigkeiten war es notwendig, eine groe Anzahl von Betriebsdaten bestehen-der Windenergieanlagen in die Berechnungen einzubeziehen. Durch die Bereitstellung der Betriebsdaten von 773 Anlagen konnte das Wind-feldmodell fr den Windatlas Rheinland-Pfalz verifiziert und verfeinert werden. Diese Daten, die das Windpotential an ihrem jeweiligen Standort dokumentieren, wurden in einen regionsspezi-fischen Langzeitbezug gesetzt. Hierdurch wird die Vergleichbarkeit der Daten und eine Angabe ber

    das langjhrige Mittel der Windgeschwindigkeit gewhrleistet. Die hier vorliegenden Ergebnisse dokumentieren das substantielle Potential zum erreichen der Ausbauziele des Landes rhein-land-Pfalz. Die detaillierten Informationen, welche als GIS-Information unter anderem die Windrichtungsverteilung und die Weibullparame-ter enthalten, stehen ebenfalls zur Verfgung und erlauben es, diese Faktoren in planerische Pro-zesse einzubeziehen.

    Die Datengrundlagen und daraus abzuleitende Potentiale werden fr einzelne Teilrume von Rheinland-Pfalz detailliert beschrieben.

    Zur gutachterlichen Bewertung der verwende-ten Ertragsdaten und der zur stichprobenartigen berprfung der Eignung von Windenergiean-lagen zu Validierungszwecken wurden Besichti-gungen von 33 ausgewhlten Windparks in Rheinland-Pfalz durchgefhrt. Damit konnten vorhandene Informationen ber die Anlagen verifiziert werden. Whrend dieser Besichtigungen wurden die Windparkstandorte genau lokalisiert, der installierte Anlagentyp aufgenommen sowie die Landnutzung und Orographie in der nheren Umgebung dokumentiert. Auf Grundlage der erhaltenen Informationen und nach Sichtung der gemessenen Daten erfolgte eine Bewertung der aufgezeichneten Ertragsdaten der jeweiligen Windenergieanlagen.

    Der Windatlas ist auf den Internetseiten des ministeriums fr Wirtschaft, Klimaschutz, energie und Landesplanung Rheinland-Pfalz sowie der Energieagentur Rheinland-Pfalz eingestellt. Dar-ber hinaus knnen die Ergebnisse des Windatlas unter www.windatlas.rlp.de im Rahmen einer WEB-GIS-Anwendung genutzt werden.

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  • 2 ERLUTERUNG ZUM WINDATLAS

  • Fr den Windatlas Rheinland-Pfalz wurden zunchst die vorhandenen Daten gesichtet. Der TV sd selbst verfgt ber einen umfangreichen Datenbestand. Zustzlich wurden noch bestehen-de Datenlcken eruiert und grtenteils mittels zustzlich akquirierter Betreiberdaten geschlos-sen. Ziel war es, flchendeckend hochwertige eingangsdaten zu aggregieren, damit das Berech-nungsmodell auf geprften plausiblen Daten basiert. Damit ermglichte die Gesamtdatenlage ein konsequentes Verifizieren der vorhandenen Daten. Durch die zustzliche Datenakquise von 285 Windenergieanlagen und 3 Windmessungen konnte ein belastbarer auf Plausibilitt geprfter Datenstamm zusammengestellt werden.

    Oberflchendaten, die insbesondere zur Erstel-lung eines ber die Landesgrenzen hinausrei-chenden Modells ntig sind, also die Orographie (Gelndeeigenschaften) und die Landnutzung beschreiben, wurden ebenfalls herangezogen. Die Daten, welche auch als GIS(Geoinformati-onssystem)-Daten bezeichnet werden, entstam-men aus der Vermessungs- und Katasterverwal-tung Rheinland-Pfalz (VermKV) und wurden zur Nutzung fr die Erstellung des Windatlas zur Verfgung gestellt.

    Darber hinaus verwendete TV SD seinen in-ternen Datenbestand in Kombination mit den zu-stzlich ermittelten Daten fr die Berechnung des Windatlas, welcher im Wesentlichen aus meteo-rologischen Daten, wie z.B. Daten von Wettersta-tionen [6][7], sowie Ertragsdaten der Betreiber Datenbasis [19] (BDB) besteht. Nachfolgend wird ein berblick ber die jeweiligen verwendeten Da-ten und deren Detailtiefe gegeben.

    GIS-Daten

    Wichtigste Basis fr das Rechenmodell sind die hochaufgelsten GIS-Daten [20]. Folgende Daten wurden als Eingangsdatensatz verwendet:

    Digitales Landschaftsmodell Basis-DLM (ATKIS), Digitales Gelndemodell DGM 10, Digitale topographische Karten TK100, Landes-, Kreis- und Gemeindegrenzen.

    Fr die Landnutzung im Modell wurde das digi-tale Landschaftsmodell Basis-DLM herangezogen. Dadurch kann akkurat unterschieden werden, welche Flchen durch Freiflchen, Siedlungen oder Wlder geprgt sind. Lokale Effekte auf Windverhltnisse knnen dadurch abgebildet werden. Im ersten Schritt wurden die fr die Windfeldmodellierung relevanten Bestandteile der Landnutzung bestimmt und die Rauigkeiten analysiert. Die Rauigkeit ist dabei ein Ma, mit dem die Hhenzunahme der Windgeschwindig-keit (das Windprofil) bestimmt werden kann. Nachfolgend wurde der gesamte Datensatz in einen einheitlichen rasterdatensatz, bestehend aus Rauigkeitswerten mit einer Auflsung von 50 m x 50 m, umgewandelt. Die hohe Auflsung von Gelndemodell und Rauigkeitsmodell bildet eine hochwertige Datengrundlage fr die nach-folgenden przisen Berechnungen. ber einen Quervergleich mit den digitalen topographischen Karten konnten die umgewandelten Modellein-gangsdaten berprft werden.

    Das digitale Gelndemodell DGM 10 dient zur Modellierung der Hheninformation, welche zur exakten Lagebestimmung der

    2.1 Datengrundlage

    Der Windatlas untersttzt die Regional- und Bau-leitplanung bei ihrer Gebiets- und Flchenauswahl fr die Windenergienutzung. Durch die Auswahl der windhffigsten Standorte wird bei einem ge-

    ringen Flchenverbrauch eine grtmgliche En-ergieausbeute erzielt und durch die Konzentration auf windhffige Standorte eine Verspargelung der Landschaft vermieden.

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  • Windenergieanlagen entscheidend ist. Darber hinaus haben die Gelndeformen sowohl lokal, z.B. Taleinschnitte, als auch regional, z.B. Ablen-kung durch Mittelgebirge, einen wesentlichen Einfluss auf die Windverhltnisse. Dafr wurde ein Raster mit einer horizontalen Auflsung von 50 m x 50 m fr das gesamte Untersuchungs-gebiet generiert und ausgewertet. Die vertikale Auflsung des Hhenmodells betrgt 10 m, wobei zwischen den entsprechenden Hhenlinien (Isohypsen) linear interpoliert wird.

    Windgeschwindigkeiten werden durch vorhan-denen Wald beeinflusst. Da Rheinland-Pfalz mit ber 42 % Flchenanteil ein sehr waldreiches Land ist, ist dies im Modell entsprechend zu wr-digen. Die folgende Darstellung zeigt einen Ab-gleich der Rasterdaten der Rauigkeiten im ber-gang zu einer topographischen Karte. Um speziell den Waldrandeffekten modellarisch Rechnung zu tragen, ist der bergang zwischen Wldern und Freiflchen dabei mit einer einzelligen, also 50 m breiten, Pufferzone belegt.

    abb. 1: Rauigkeitsmodellierung und Vergleich mit topographischer Karte.

    Die Verwaltungsgrenzen (Landes-, Kreis- und Gemeindegrenzen) dienten ebenfalls zur ber-prfung der Eingangsdaten. Mit ihrer Hilfe wurde sichergestellt, dass fr das gesamte Land Rheinland-Pfalz hochaufgelste Eingangsdaten verwendet wurden. Weiterhin dienen die Verwal-tungsgrenzen zur besseren Orientierung und ber-sichtlichen Darstellung des Kartenwerks.

    Windmessdaten

    Meteorologische Eingangsdaten bilden Wind-messdaten, also Punktmessungen, die vor Ort z. B. durch Mastmessungen durchgefhrt wurden und Reanalysedaten, die auf Basis von Observationen global modelliert werden. Reanalysedaten, in diesem Fall die sogenannten MERRA-Daten [21], sind etwa vergleichbar mit einer Berechnung der Wettervorhersage; mit dem Unterschied, dass die Berechnung rckwirkend erfolgt. Diese bilden die meteorologische Datengrundlage bei der Durch-fhrung der Potentialanalyse.

    Die Daten wurden verschiedenen Prfkriterien unterzogen, damit fehlerhafte und unplausible Daten identifiziert und aussortiert werden konn-ten. Ein Beispiel hierfr sind etwa Vereisungsdaten bei Windmessungen. Dieses Vorgehen gewhrlei-stet, dass eine belastbare Windstatistik generiert wird. Eine solche Windstatistik setzt sich aus einer Windrichtungsverteilung (auch Windrose genannt) und jeweils einer Verteilung der Windge-schwindigkeit, welche durch eine Weibullfunktion angenhert werden kann, zusammen.

    Die folgende Darstellung zeigt zum einen eine Windrichtungsverteilung, die typisch fr Rhein-land-pfalz ist und zum anderen die Windge-schwindigkeitsverteilung, hier kombiniert fr alle Sektoren. Die Weibullannherung wird durch die blaue Linie (emergent) dargestellt.

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  • abb. 2: Beispiel einer Windrichtungs- und Windgeschwindigkeitsverteilung.

    Durch die umfangreiche Datenakquise konnten auch drei Windmessungen innerhalb von Rhein-land-Pfalz ausgewertet werden.

    Das GSFC Global Modeling and Assimiliation Office (GMAO) der Nasa hat mit der Nutzung einer neuen Version des Goddard Earth Observing System Assimilation System Version 5 (GEOS-5) die sog. NASA Modern Era Reanalysis for Research and Applications (MERRA) durchgefhrt.

    Die Vorteile dieser Reanalysedaten bestehen in deren Zeitreihenlnge, der stndigen Aktualisierung und der Datenverfgbarkeit sowohl ber dem Fest-land als auch ber den Ozeanen. Nachteile lterer Reanalysedaten (z.B. NCEP/NCAR), wie etwa die geringe zeitliche und rumliche Auflsung beste-hen nicht mehr. MERRA-Reanalysedaten besitzen

    eine hohe zeitliche Auflsung von bis zu einer Stun-de und eine rumliche Auflsung von 0.5 mal 2/3 (etwa 50 km). Gem Modellangaben werden die horizontalen Windgeschwindigkeitskomponenten u und v auf einer Hhe von 50 m ausgegeben.

    Im Modellgebiet befinden sich 17 MERRA-Knoten-punkte, welche als meteorologischer Eingangsda-tensatz verwendet werden konnten.

    Ertragsdaten

    Ertragsdaten von Windenergieanlagen (WEA) bilden ein umfassendes Netz an Eingangs- und Validierungsdaten in Rheinland-Pfalz. Diese Daten sind ebenfalls ein Ma fr die lokal vorherrschende Windgeschwindigkeit. Dem Vorteil der umfang-reichen Datengrundlage steht gegenber, dass technische Faktoren die Umrechnung von Ertrag auf Wind verflschen knnen. Zu nennen ist dabei die Einhaltung der Leistungskurve der jeweiligen Anlagen, aber auch die Verfgbarkeit der Anlagen wann die jeweilige Anlage tatschlich in Betrieb war oder wegen Wartung oder Reparatur still stand.

    Voraussetzung fr die Nutzung der Ertragsdaten ist die Kenntnis des Anlagentyps, der exakten Lageko-ordinaten, des monatlichen Ertrags und der monat-lichen Verfgbarkeiten. Um diese Informationen zu bekommen, wurden folgende Informationen bei den Betreibern von Windenergieanlagen angefragt

    Name des Windparks, Anlagentyp und Leistungskennlinie, Standortkoordinaten der Anlagen, Monatliche Ertrge und Verfgbarkeiten, Windgeschwindigkeit (10-Minuten Mittelwerte),

    Tabelle 1: bersicht ber die Datenlage der Validierungsdaten

    Datenquelle WEA gesamt

    Rating

    A B C

    Datenbestand TV sD 477 52 208 217

    Betreiber-Daten 296 185 100 11

    Gesamt 773 237 308 228

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  • Windrichtung (10-Minuten Mittelwerte), Leistung (10-Minuten Mittelwerte).

    Alle Ertragsdaten wurden einer Bewertung unter-zogen, wobei Nabenhhe, Leistung, Rotordurch-messer, Lnge des Zeitraums, Datenformat und Reprsentativitt bewertet und in die Stufen A, B und C eingeteilt wurden. Alle WEA mit Rating A wurden in dieser Analyse verwendet. WEA mit Ra-ting B wurden verwendet, sofern die Datendichte mit den hherwertigen Daten des A-Ratings zu gering war, sodass in Verbindung mit den B-Ra-ting-Daten ein mglichst flchendeckendes Netz an Eingangsdaten gewhrleistet werden konnte. Ertragsdaten mit Rating C wurden als wenig be-lastbar eingestuft und daher nur verwendet, wenn keine anderen Daten vorlagen. Beispielsweise war hier die Nabenhhe zu gering oder die Zeitreihe umfasste nur wenige Monate.

    Insgesamt konnten Daten von 773 bestehenden WEA ausgewertet werden, wobei 237 mit Rating A, 308 mit Rating B und 228 mit Rating C bewer-tet wurden. Liegen in einem kleinrumigen Gebiet Daten verschiedener Qualittsstufen vor, gingen die hherwertigen Daten bevorzugt in die Berech-nungen ein. ber das Ratingsystem wird also nur dann auf die nchste Qualittsstufe zurckgegriffen, wenn in gewissen Teilrumen von Rheinland-Pfalz keine hherwertigen Daten verfgbar sind. Insge-samt wurden die Ertrge von 356 WEA im Zuge der Validierung modellarisch nachberechnet.

    Weiterhin wurde sichergestellt, dass der zur Verfgung gestellte monatliche Ertrag und die dazugehrige Verfgbarkeit auch frei von Fehlern sind. Die Daten durchliefen hierbei eine Filter-struktur und wurden zugleich kreuzweise mit vergleichbaren, in der Nhe befindlichen Daten verglichen. Dies geschah ber Untersuchungen der monatlichen Standardabweichungen und Korrelationsuntersuchungen, um abweichende Werte identifizieren zu knnen. Auerdem wur-den Monate mit geringen Verfgbarkeiten ausge-schlossen oder mit anderen Daten benachbarter WEA ergnzt. So konnte die Datenbelastbarkeit deutlich erhht werden.

    Wurden fr den jeweiligen untersuchten Wind-park Verfgbarkeiten angegeben, so werden diese fr die Korrektur der Ertragsdaten verwen-det. Standen fr die Berechnung keine Verfg-barkeiten bereit, wurde fr die Vergleichsberech-nungen eine Standardverfgbarkeit der WEA zu 98 % angenommen (Verfgbarkeitskorrektur). Stehen mehrere WEA zusammen in einem Park, so dass sich eine gegenseitige Beeinflussung der WEA untereinander im Energieertrag auswirkt, wurde fr die Vergleichsberechnung dieser Min-derertrag infolge der gegenseitigen Abschattung berechnet. Die so gewonnenen hochwertigen Daten wurden zum Teil als Eingangsdatensatz fr die Modellierung und zum Teil als Validierungs-datensatz verwendet.

    Langzeitbezug

    Um die Vergleichbarkeit der Ertrge zu gewhr-leisten, ist es notwendig, die verfgbaren Produk-tionsdaten zu normieren. Hierzu werden Mecha-nismen angewandt, die sich aus folgenden drei Verfahren zusammensetzen:

    abb. 3: Validierungsanlagen in Rheinland-Pfalz [x]. Besichtigte standorte [x]

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  • Langzeitbetrachtung Verfgbarkeits- und Einspeiseverluste Verluste durch Abschattungen im Park.

    Meist liegen von den Ertragsdaten keine lang-jhrigen Zeitrume vor. Daher ist es notwendig diese Daten in einen Langzeitbezug zu setzen. Fr die Erstellung eines Langzeitbezugs wurden alle vorliegenden Ertragsdaten verwendet, die ber einen Zeitraum von etwa 10 Jahren vorliegen. Diese wurden auf ihre Stabilitt und ihr Trendverhalten untersucht. Auch der Parkzubau wurde bei der Wahl der langjhrigen Referenzanlagen bercksichtigt.

    Auerdem wurden die vorliegenden Reanalyse-daten miteinander verglichen und Korrelationsun-tersuchungen durchgefhrt. Hierbei wurden hohe Korrelationskoeffizienten der Datenstze in der Eifel, im Westerwald und im Hunsrck gefunden. Hierfr wird ein Index mit der Bezeichnung Nord erstellt. Auch die Korrelation der Reanalysedaten im Nahe-Raum, in der Pfalz und im Pflzerwald war hoch. Dieser Index-Raum wird im folgenden Sdwest genannt. Als dritter Teilraum mit hohen Korrelationen ergab sich das Oberrheintiefland. Mit Hilfe der langjhrigen Ertragsdaten und der MERRA-Reanalysedaten wurde nun fr jedes Gebiet ein Index erstellt. Als Bezugszeitraum wurde ein zehnjhriger Zeitraum von 2003 2012 gewhlt, welcher dadurch auch dem Langzeitbe-zug des Windpotentials entspricht.

    Die jhrlichen Indexwerte fr die drei Index-Ru-me sind in der folgenden Tabelle dargestellt:

    Standortbesichtigungen

    Zur gutachterlichen Bewertung der verwendeten Ertragsdaten und der stichprobenartigen ber-prfung der Eignung von Windenergieanlagen zu Validierungszwecken wurden Besichtigungen von ausgewhlten Windparks in Rheinland-Pfalz durchgefhrt. Ein weiteres Ziel einer solchen Standortbesichtigung ist, vorhandene Informa-tionen ber die Anlagen mit der Realitt vor Ort abzugleichen.

    Whrend der fr den Windatlas Rheinland-Pfalz durchgefhrten Besichtigungen wurden die Wind-parkstandorte genau lokalisiert und der jeweils installierte Anlagentyp aufgenommen, sowie die Landnutzung und Orographie in der nheren Umge-bung dokumentiert. Auf Grundlage der erhaltenen Informationen und nach Sichtung der gemessenen Daten erfolgte dann eine Bewertung der aufge-zeichneten Ertragsdaten der jeweiligen Windener-gieanlage oder des Windparks. Die besichtigten Standorte sind in Abb. 3 durch rote Kreuze markiert.

    Tabelle 2: Jhrliche Indexwerte fr die drei Index-Regionen von Rheinland-Pfalz

    Jahr Nord Oberrhein Pfalz

    1996 0.86 0.81 0.80

    1997 0.93 0.91 0.94

    1998 1.10 1.14 1.16

    1999 1.08 1.14 1.18

    Tabelle 2: Jhrliche Indexwerte fr die drei Index-Regionen von Rheinland-Pfalz

    Jahr Nord Oberrhein Pfalz

    2000 1.04 1.03 1.05

    2001 0.98 1.05 1.07

    2002 1.06 1.08 1.11

    2003 0.92 0.95 0.99

    2004 1.06 1.07 1.05

    2005 0.95 0.93 0.91

    2006 1.06 1.00 1.05

    2007 1.17 1.18 1.16

    2008 1.07 1.05 1.08

    2009 0.99 0.96 0.96

    2010 0.86 0.94 0.88

    2011 0.96 0.91 0.93

    2012 0.99 1.01 0.98

    13

  • Die Berechnung des Windatlas wurde mit dem Modell O.F.Wind durchgefhrt [3]. Das Modell ba-siert auf der CFD-Software OpenFOAM, wurde speziell fr die Anforderung der Windpotential-berechnung entwickelt und eignet sich aufgrund der 3D-Berechnungskapazitt auch fr komplexe Gelndeformen, wie diese auch in den rhein-land-pflzischen Mittelgebirgen vorhanden sind. Um eine CFD-Berechnung durchzufhren, wird das zu erfassende Gesamtgebiet in kleinere

    Einheiten (sog. Zellen) unterteilt, wobei die Genauigkeit der Berechnungen von der Gre der Zellen abhngt. In diesem Fall wird das Luftvolu-men ber rheinland-pfalz und den angrenzenden Gebieten in diskrete Zellen eingeteilt, wobei die horizontale Auflsung 50 m x 50 m entspricht und die vertikale Auflsung variabel ist. Die Bodenzelle enthlt dabei die Hhen und Rauig-keitsinformationen. Die fr eine Potentialanalyse interessanten Bereiche bis 200 m ber Grund

    Die Qualittssicherung erfolgte mittels detail-lierter Checklisten. Es kamen folgende Arbeitsme-thoden zum Einsatz:

    Fotografische Aufnahme der Anlage bzw. der Anlagen sowie eines Panoramas,

    Aufnahme der Koordinaten des genauen Stand- ortes der WEA durch GPS,

    berprfung der Arrondierung des Windparks, Genaue Beschreibung der umgebung hin-

    sichtlich Orographie, Landnutzung und weiterer relevanter Geofaktoren,

    Dokumentation der Messgerte sowie ihrer Anbringung.

    Die erhobenen Daten wurden in eine bersichts-tabelle eingegeben und zur berprfung bereits vor-handener Daten verwendet. Dies betrifft vor allem die Koordinaten der WEA, WEA-Typ und Nabenh-he. Beispielsweise konnte bei Mischparks die genaue Anlagenzuordnung nach Standort, Typ und Naben-

    hhe durchgefhrt werden. Fehlende Informationen konnten eruiert werden. Die Fotodokumentation und detaillierte Standortbeschreibung diente der Interpretation der Validierungsergebnisse.

    Die Standortbesichtigungen erhhten die Verlss-lichkeit der Datengrundlage fr den Windatlas.

    abb. 4: Protokollierung einer standortbesichtigung.

    abb. 5: Vertikaler schnitt durch das Modellgitter.

    100 m auflsung50 m auflsungbodenparallele netzschicht}

    200 m auflsung

    }

    }}

    2.2 Modellierung

    14

  • abb. 6: Modell- und Kerngebiet der Berechnung. abb. 7: darstellung der Orographie im Modellgebiet

    wurden mit einer feineren Auflsung erfasst, darber hinaus ist die Auflsung deutlich grber. Weiterhin mssen auch die randbereiche auer-halb von Rheinland-Pfalz bercksichtigt werden, da diese ebenfalls die lokalen Windverhltnisse beeinflussen. Die folgende Darstellung illustriert einen vertikalen Schnitt durch das angewendete Gitter fr Rheinland-Pfalz.

    Ein wesentlicher Fortschritt im Vergleich zu frheren Potentialanalysen stellt die Betrach-tung von Rheinland-Pfalz als Ganzes in einem Berechnungsschritt dar, so dass keine Teilflchen berechnet und danach zusammengefgt werden. Durch die Asymmetrie der Landesgrenzen sind die hochaufgelsten Bereiche ber Kreissymmetrien zu erfassen, was im Folgenden farblich dargestellt ist. Der groe Kreis entspricht dabei dem gesam-ten Modellgebiet, die kleinen farbigen Kreise dem hochaufgelsten Kerngebiet. Die Umsetzung der Modellierung fr die Orographie ist ebenfalls in der nachfolgenden Abbildung dargestellt. Das Kerngebiet ist hierbei fein aufgelst, whrend das uere Modellgebiet nur als Randbedingung gilt und zu den Rndern hin grber aufgelst ist.

    Basis fr die Berechnung sind die Navier-Stokes- Gleichungen, die eine mathematische Beschrei-bung von Flssigkeiten und Gasen, insbesondere auch der Luft, erlauben. Da eine direkte Berech-nung mittels der Gleichung sehr aufwendig ist, werden in der Windenergie verwendete Modelle vereinfacht Reynolds-gemittelten Navier- Stokes-Gleichungen (RANS). Die folgende Be-

    schreibung des Prozesses wurde zur Illustration vereinfacht. Die Vereinfachung besteht darin, dass die Windgeschwindigkeit in einen Mittelwert und Fluktuationen um diesen Mittelwert aufgeteilt wird, was als Turbulenz bezeichnet wird.

    Fr die Anwendung auf Rheinland-Pfalz wird das Gesamtmodell in 12 Sektoren, also Wind-richtungen, eingeteilt. Fr jede Windrichtung, z.B. Nord, wird am Rand des Modellgebietes (entspricht der ersten vertikalen Zellschicht aus dieser Richtung) eine Randbedingung vorgegeben. Weiterhin wird auch fr die oberste horizontale Schicht eine Randbedingung bestimmt. Basierend auf diesen randbedingungen, die gleichzeitig auch Anfangsbedingungen darstellen, werden ber die Navier-Stokes Gleichung die Werte in der nch-sten Zellschicht berechnet. Dieser Prozess setzt sich fort, bis das Modell in dieser Richtung durch-laufen ist und beginnt dann wieder von vorne.

    Anhand des Modells wird beobachtet, wie sich die Werte in den jeweiligen Zellen zwischen den einzelnen Durchlufen (Iterationen) verhalten.

    Erst wenn sich die Werte aller Zellen zwischen zwei Iterationen nicht mehr wesentlich ndern, kann von Konvergenz gesprochen werden, und die Be-rechnungen knnen fr das Modell weiter verwen-det werden. Fr Rheinland-Pfalz wurden dabei fr jeden Sektor zwischen 1.800 und 2.500 Iterationen durchlaufen. Die relevanten Wer-te, die nun in jeder Zelle hinterlegt sind, beziehen sich auf die beiden horizontalen

    15

  • Windgeschwindigkeitskomponenten fr jeden Sektor. Relativ zur Windrichtung in der Randbedin-gung ist damit auch eine eventuelle lokale Drehung der Wind richtung beinhaltet. Die Gesamtheit der Windgeschwindigkeitsinformation wird als statio-nres Windfeld bezeichnet. In dieses Windfeld wer-den lokale Informationen ber Windrichtungs- und Windgeschwindigkeitsverteilung (Windstatistik), wie diese direkt aus Windmessungen und indirekt ber merrA-Daten und Wind energieanlagen erstellt wurden, implementiert.

    Insgesamt wurden an 29 Stellen solche lokalen Informationen in das Windfeld eingegeben, wo-durch Rheinland-Pfalz sehr gut abgedeckt werden konnte. Die Windstatistiken, welche in den ber-lappungsbereichen entfernungsgemittelt werden, bestimmen dann die Windstatistik fr jede Zelle im Modellgebiet. Die Zelleninformation in Form von sektoriellen Weibullparametern und der Wind richtungsverteilung wird dann kondensiert als mittlere Windgeschwindigkeit in den Karten des Windatlas wiedergegeben.

    Als Validierung wird der Prozess bezeichnet, bei dem das Modell aus dem vorangegangen Kapitel punktuell auf seine Richtigkeit berprft wird. Dafr wird die Windgeschwindigkeitsinformati-on fr Punkte aus dem Modell extrahiert, fr die reale Informationen, also Ertragsdaten von WEA, vorhanden sind. Knnen die Ertrge, welche nach durchgefhrter Verfgbarkeits- und Langzeitkor-rektur ber das Modell nachberechnet werden, so gilt das Modell als validiert. Die Abweichung der Ist-Ertrge zu den modellierten Ertrgen wird als Gte der Validierung bezeichnet. Stehen dabei mehrere WEA zusammen in einem Park, so dass sich eine gegenseitige Beeinflussung der WEA un-tereinander im Energieertrag auswirkt, wird fr die Vergleichsberechnung dieser Minderertrag infolge der gegenseitigen Abschattung berechnet.

    Insgesamt wurden die Ertrge von 356 beste-henden WEA in Rheinland-Pfalz modellarisch nachberechnet. Um die Eigenschaften des Modells zu testen, wurden zunchst Windstatistiken als Eingangsdatensatz in einem groben Raster ber Rheinland-Pfalz in das Modell eingefgt und die Validierungsberechnung durchgefhrt. In Be-reichen, in denen die Validierung nach diesem Schritt keine befriedigenden Ergebnisse zeigte, wurden weitere Windstatistiken ins Modell eingeben und die Validierungsberechnung erneut durchgefhrt. Nach der Eingabe von 29 Eingangs-datenstzen konnten die Validierungsergebnisse das Modell besttigen. Die Gte der Validierung wird in Kapitel 5 hinsichtlich der einzelnen Teilru-me in Rheinland-Pfalz bewertet.

    Der Windatlas bietet den Trgern der Regio-nal- und Bauleitplanung eine fundierte entschei-dungsgrundgrundlage fr ihre endgltige Auswahl der Vorranggebiete bzw. Sonderbauflchen aus dem Pool ihres jeweils ermittelten Potentials. Gemessen an der Gre der Gesamtflche des Landes Rheinland-Pfalz von 19.853 km2 verfgt

    der Windatlas mit 50 x 50 Metern ber eine sehr hohe Auflsung. Gleichzeitig knnen selbst bei der hohen rumlichen Auflsung des Windatlas kleinrumige Einflsse nicht exakt beschrieben werden. Insbesondere Waldgebiete und besonders komplexe Gelndeformen knnen zu markanten hier nicht darstellbaren Abweichungen fhren.

    2.3 Beschreibung der Validierung

    2.4 Genauigkeit und Aussagekraft

    16

  • Tabelle 3: Schema der Unsicherheitsbetrachtung

    Unsicherheit Orographie LandnutzungValidierungsgte 100 m

    Validierungsgte 140 m

    Anzahl Validierungsdaten

    gering flach bis wellig

    geringer Waldanteil

    einheitliches Landschaftsbild

    Flchendeckend Validierungsdaten fr diese Nabenhhe vorhanden

    Validierungsdaten knnen durch Modell nachberechnet werden

    Information zur Anzahl der Validierungsdaten fr jeden Teilraum

    mittel wellig bis bergig

    mittlerer Waldanteil

    zergliederte Landschaft

    Nur vereinzelte Validierungsanlagen vorhanden

    Validierungsdaten knnen teilweise nicht durch das Modell nachberechnet werden

    hoch bergig bis gebirgig

    hoher Waldanteil

    stark zergliederte Landschaft

    Keine Validierungsdaten vorhanden

    Starke Abweichung zwischen Modell und real

    Der Windatlas ist demzufolge kein Ersatz fr akkreditierte Windgutachten, die fr einen spe-zifischen Standort erstellt werden. Solche akkre-ditierten Gutachten nach den BWe-standards [4] und nach der FGW-Richtlinie [5] ermglichen bankfhige Aussagen ber die Windverhltnisse an einem Standort und sind damit eine wesent-liche Voraussetzung fr die Finanzierung geplanter Windenergieprojekte.

    Zur Unterscheidung zwischen der dem Windatlas zugrunde liegenden Zielsetzung und den Anfor-derungen an ein Standortgutachten im Rahmen der Projektierung und Finanzierung eines Wind-energieprojekts werden nachfolgend Unsicher-heitsquellen und deren mglicher Einfluss auf das Ergebnis erlutert. Dabei spielen folgende vier Themenfelder eine Rolle:

    Meteorologische Eingangsdaten, die sog. Winddatenbasis,

    Modellierung des Windfeldes, Modellierung des Parkwirkungsgrades, Eingangsdaten der WEA.

    Wesentlich bei der Bewertung der Genauigkeit sind die horizontale Entfernung zum nchstge-legenen meteorologischen Eingangsdatensatz

    sowie die vertikale Distanz zwischen eingehender und berechneter Hhe ber Grund. Liegen viele Eingangsdaten vor und ergeben die Validierungs-berechnungen belastbare Ergebnisse sind potenti-elle Abweichungen nahezu ausgeschlossen.

    Die Belastbarkeit der Modellierung zur Windge-schwindigkeit ist direkt abhngig von der Geln-detypisierung des Standortes, den Eingangsdaten sowie den Betrachtungspunkten. Dabei werden die Kriterien Orographie und Landnutzung un-terschieden. Bei flachen bis welligen Standorten ergeben sich nur sehr geringe Abweichungen. Moderate Abweichungen sind bei welligen bis bergigen Standorten anzunehmen, und nur bei bergigen bis gebirgigen Standorten knnen sich erhebliche Abweichungen ergeben. Zustzlich werden die Abweichungen in Abhngigkeit von der Landnutzung analysiert.

    Eine Bewertung auf Basis dieser Kriterien fand fr die einzelnen Teilrume statt. Dabei wurde fr jeden Teilraum in einer zusammenfassenden Tabelle ein berblick ber Orographie, Landnutzung und Anzahl der Validierungsdaten dargestellt. Auerdem wird, in Abhngigkeit von den vorhandenen Validierungs-daten, die Validierungsgte fr die Berechnungsh-hen 100 m und 140 m ber Grund angegeben.

    17

  • Der Windatlas fr rheinland-pfalz ist eine Be-standsaufnahme und sttzt sich insbesondere auf vorhandene Datenstze. Dies heit vor allem, dass in Teilrumen mit geringer Datendichte, wie z.B. dem Pflzerwald, die Unsicherheit hher ist, und neuere Erkenntnisse auch zu einer Korrektur der hier vorliegenden Ergebnisse fhren knnen.

    Der gewhlte modellarische Ansatz erlaubt dabei, dass regionale Nachberechnungen bei zustzlichen Erkenntnissen wie z.B. neue Wind-messungen oder Windenergieanlagen mit gr-eren Nabenhhen als Revision durchgefhrt werden knnen.

    2.5 Aktueller Stand und Ausblick

    18

  • 3 ANWENDUNG

  • Die aktuelle Teilfortschreibung des Landesent-wicklungsprogramms, Kapitel 5.2.1 Erneuerbare Energien, definiert die fr die Regional- und Bauleitplanung verbindlichen rahmenbedin-gungen zur steuerung der Windenergienutzung in Rheinland-Pfalz (LEP IV) [1]. Zustzlich werden diese Vorgaben im gemeinsamen Rundschreiben Windenergie des Wirtschafts-, Umwelt-, Innen- und des Finanzministeriums Rheinland-Pfalz konkretisiert [2].

    Diese Dokumente sollen die Genehmigungsver-fahren von WEA im Land vereinheitlichen. Im LEP IV werden Ziele und Grundstze der Raumord-nung definiert und die Windenergie betreffend folgende Vorgaben gemacht:

    vorrangig fr die Auswahl der Flchen fr die Windenergienutzung ist hohes Windpotential von 5,8 bis 6,0 m/s bei 100 Metern ber Grund

    mindestens zwei Prozent der Landes- aber auch der Waldflchen sollen fr die Windenergienut- zung bereitgestellt werden, wobei die Be- dingungen fr WeA in Waldgebieten detailliert beschrieben werden

    WEA sollen nach Mglichkeit rumlich konzen- triert werden

    Ausschlussgebiete (Naturschutz, Artenschutz, Kulturlandschaften) werden definiert.

    Im Rundschreiben Windenergie wird folgende Vorgabe hinzugefgt:

    Abstnde zu Wohn-, Misch-, Kern-, und Dorfge- bieten werden mit 800 m, zu Einzelgehften mit 500 m festgelegt, die Kommunen knnen jedoch im Einzelfall andere Abstnde festlegen

    Bei der Analyse der Eignung von Standorten und Flchen fr die Windenergienutzung und der Genehmigung von Windenergieanlagen mssen immer die im konkreten Fall einwirkenden Immis-sionen (Schall, Schatten, Eiswurf etc.) als Restrik-tionen fr die Errichtung von Windenergieanlagen betrachtet werden. Im Folgenden werden diese nher dargestellt.

    3.1.1 Restriktionen: Schall

    Um Nachbarn von WEA oder Windparks nicht erheblich zu benachteiligen oder zu belstigen, sind Mindestabstnde einzuhalten oder Belsti-gungen durch andere technische manahmen zu vermeiden. Die TA Lrm [10] gibt entsprechend je nach Nutzungsart der benachbarten Flchen be-stimmte Beurteilungspegel als maximal zugelas-sene Immissionsrichtwerte vor (s. auch Tabelle 4).

    3.1 Flchenanalyse

    Tabelle 4: bersicht ber die Schallrichtwerte

    Nutzungsart Zeitraum [-]Beurteilungs-pegel [dB(A)]

    Industriegebiete ganztgig 70

    GewerbegebieteTag 65

    Nacht 50

    Kerngebiete, Dorfgebiete, mischgebiete

    Tag 60

    Nacht 45

    Allg. Wohngebiete, Kleinsiedlungsgebiete

    Tag 55

    Nacht 40

    Reine WohngebieteTag 50

    Nacht 35

    Kurgebiete, Krankenhuser

    Tag 45

    Nacht 35

    20

  • Infraschall und tieffrequente Gerusche

    Tieffrequente Gerusche und Infraschall (Krper-schall) treten bei WEA auf und sind auch mess-technisch nachweisbar. Fr den Menschen sind diese jedoch nicht wahrnehmbar, da die jewei-ligen Schalldruckpegel unterhalb der Hrschwelle des Menschen fr diese Frequenzen liegen. Nach Untersuchung von Infraschallwirkungen auf den Menschen erwies sich diese Art des Infraschalls als unschdlich [11].

    Zudem werden WEA infraschallentkoppelt fun-damentiert, so dass sich der Infraschall nicht ber den Boden ausbreiten kann. Dieser ist daher nur in unmittelbarer Nhe um die WEA vorhanden, dabei aber nicht wahrnehmbar.

    Das Bayerische Landesamt fr Umwelt hat auch Infraschallmessungen an einer Windenergieanlage durchgefhrt. Als Ergebnis stellen sie fest: Die im Infraschallbereich liegenden Schallimmissionen liegen weit unterhalb der Wahrnehmungsschwelle des Menschen und fhren daher zu keinen Belsti-gungen. Es wird ebenfalls die Erkenntnis gewon-nen, dass keine Gefahren oder erhebliche Belsti-gungen durch tiefe Frequenzen oder Infraschall vorliegen [11][12].

    3.1.2 Schattenwurf

    Je nach Standort einer WEA kann vom Schatten-wurf des sich drehenden Rotors eine unerwnsch-te Beeintrchtigung ausgehen. Der periodisch auftretende Schatten verursacht je nach Drehzahl und Anzahl der Bltter hinter der Windenergie-anlage starke Lichtwechsel mit einer Frequenz zwischen ca. 0,5 und 3 Hz (Lichtwechsel/Sekun-de), die auf den Menschen strend wirken und bei lngerer Dauer gesundheitsschdigend sein knnen. Da hierfr noch keine Norm existiert, hat der Lnderausschuss fr Immissionsschutz (LAI) die federfhrend vom staatlichen Umweltamt Schleswig erarbeiteten WEA-Schattenwurf-Hin-weise aus dem Jahr 2002 fr Berechnungen in Deutschland als Standard anerkannt [13][14].

    abb. 8: Windpark mit turmschatten.

    Als magebliche Immissionsorte gelten schutz-wrdige Rume, die als Wohnrume genutzt werden, einschlielich Wohndielen, Schlafrume, bernachtungsrume in Beherbergungssttten und Bettenrume in Krankenhusern und Sanato-rien, Unterrichtsrume in Schulen, Hochschulen und hnlichen Einrichtungen, Brorume, Praxis-rume, Arbeitsrume, Schulungsrume und hn-liche Arbeitsrume. Direkt an Gebuden begin-nende Auenflchen (z. B. Terrassen und Balkone) sind schutzwrdigen Rumen tagsber zwischen 6:00 bis 22:00 Uhr gleichgestellt.

    Auch unbebaute Flchen in einer Bezugshhe von 2 m ber Grund an dem am strksten betroffenen Rand der Flchen, auf denen nach Bau- oder Pla-nungsrecht Gebude mit schutzwrdigen Rumen zulssig sind, knnen magebliche Immissions-orte darstellen.

    Zur Beurteilung der Schattenwurfbelastung von Immissionsorten werden die tgliche und jhrliche Beschattungsdauer untersucht. Der Immissionsrichtwert geplanter Anlagen betrgt fr die tgliche astronomisch maximal mgliche Beschattungsdauer 30 Minuten und darf nicht berschritten werden. Bei bestehenden Anlagen wird die tatschliche tgliche Beschattungsdauer herangezogen. Der Immissionsrichtwert geplanter Anlagen betrgt fr die jhrliche astronomisch maximal mgliche Beschattungsdauer 30 Stun-den, fr die jhrliche meteorologisch wahrschein-liche Beschattungsdauer acht Stunden [13].

    21

  • 3.1.3 Eiswurf

    Das Thema Eiswurf bei WEA wurde detailliert im WECO-Projekt der EU untersucht (Wind Energy Production in Cold Climate) [15]. Die nachfol-genden Ausfhrungen basieren auf den daraus gewonnenen Erkenntnissen.

    Eiswurf tritt bei WEA in erster Linie in Abhngig-keit von der umgebenden Temperatur sowie der umgebenden Luftfeuchtigkeit auf. In einem anzu-fertigenden Gutachten wird daher die Wurfweite von der rotierenden oder der sich im Trudelbetrieb befindlichen WEA, oder auch die Fallweite bei einer stillstehenden Anlage (Unterscheidung der beiden Begrifflichkeiten Eiswurf bzw. Eisfall) be-rechnet. Des Weiteren geht man davon aus, dass die Betriebsfhrung der Anlage den Vereisungsfall zuverlssig erkennt und in der Folge die Anlage sicher abgestellt wird und somit in den Trudelbe-trieb bergeht.

    Die notwendigen Funktionen der Fernberwa-chung und das eingreifen in die Anlagensteuerung sind mittlerweile Stand der Technik und funkti-onieren zuverlssig. Eine Kombination der oben genannten Punkte untersttzt die Sicherheit der Anlagenabschaltung, so dass ein Eiswurf einer im Betrieb befindlichen Anlage mit hoher Sicherheit verhindert werden kann.

    Generell kann gesagt werden, dass sich erst ein nennenswerter Eisansatz in der Grenordnung von etwa 40 % der Profiltiefe des Rotors bilden muss, ehe sich einzelne Stcke vom Rotor lsen und durch die hohe Blattspitzengeschwindigkeit weggeschleudert werden.

    Bei einer WEA kommt es hierbei je nach Rotor-stellung zu unterschiedlichen Fallweiten. Die fr die Berechnungen notwendigen Eingangsdaten (Gre, Masse, aerodynamische Eigenschaften) werden aus vorhandenen Forschungsergebnissen und Richtlinien [15][16][17][18][19] abgeschtzt.Mittels der Berechnungskriterien kann das Risiko abgeschtzt werden, das durch auftretenden Eisansatz in der Umgebung einer WEA auftritt.

    Hierfr ist neben den Anlagenparametern und meteorologischen Daten auch die Hufigkeit des Aufenthalts von Personen, Fahrzeugen oder Sach-gtern in einer gefhrdeten Zone zu bewerten.Relevant im Zusammenhang mit Eisansatz ist auch die Abschtzung von Energieausfllen.

    Jedoch ist schon das Klassifizieren von Verei-sungsbedingungen als unsicherheitsbehaftet zu bewerten. Dies ist darauf zurckzufhren, dass die vorliegenden meteorologischen Daten meist von Stationen mit Messgerten auf etwa 10 m ber Grund stammen und nur sehr schwer auf den Standort von WEA zu bertragen sind.

    Zudem wird nach Auftreten eines Vereisungszu-standes meist per optischer berprfung durch einen Beauftragten die Vereisungssituation vor Ort berprft, um eine Gefhrdung der Umgebung auszuschlieen und die Anlage wieder in Betrieb zu nehmen. Hierfr sind in der Branche noch weiter-fhrende Sensoren zu entwickeln, um hieraus auf-tretende evtl. Wartezeiten deutlich zu verkrzen.

    abb. 9: Windenergieanlage unter Vereisungsbedingungen.

    22

  • Um das Windpotential eines gewhlten Stand-ortes ausfindig machen zu knnen, stehen dem Benutzer zwei Mglichkeiten zur Verfgung: zum einen kann die Papierform der hier darge-stellten Karten oder das digitale Angebot von PDF-Dokumenten genutzt werden, zum anderen knnen ber www.windatlas.rlp.de die hinter-legten digitalen Karten mittels eines Fachportals betrachtet werden.

    Sollte sich der Benutzer entscheiden, die aus-gedruckten Karten als Grundlage zu benutzen, so kann mit Hilfe der hinterlegten Grenzen der Standort lokalisiert werden. Die Windgeschwin-digkeit kann fr den gefundenen Punkt durch die jeweilige farbliche Kodierung zugewiesen werden. In einfachen Gelndeformationen, in denen nur sanfte Farbwechsel stattfinden, ist eine Zuord-nung der Windgeschwindigkeit zum gewhlten Standort gewhrleistet.

    In dem Fachportal kann mit den beschriebenen Zoom-Funktionen der Windatlas detaillierter angezeigt werden. Der gewhlte Standort lsst sich zunchst mithilfe einer bersichtskarte lokalisieren. In der Vergrerung zeigen sich dem Betrachter mit dem topographischen Hintergrund zustzliche Informationen zur weiteren Orientie-rung. Diese Zusatzinformationen bestehen aus Ortschaften, Straen etc. Auch fr komplexe Ge-lndestrukturen wird so eine genaue Lokalisierung von mglichen Ausschnitten gewhrleistet.

    Die Windpotentialkarte liefert Informationen ber die Windgeschwindigkeit fr einen speziellen Standort mit einer rumlichen Auflsung von 50 x 50 m. Um die Standortgte zu bestimmen reicht allerdings die Windgeschwindigkeit alleine nicht aus. Hierzu sind weitere Informationen notwen-dig, die im Folgenden genannt werden:

    Standortabhngige Hufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit, wiedergegeben durch den Skalenparameter A und den Formpara- meter k der Weibullfunktion,

    Leistungskennlinie der Windenergieanlage, Nabenhhe, Luftdichtekorrektur, Standortlage (Wald: ja/nein).

    Hufigkeitsverteilung

    Der Windatlas gibt die mittlere Jahreswindge-schwindigkeit fr einen gewhlten Punkt aus. Die-ser Mittelwert gibt jedoch keine Auskunft darber, wie hufig unterschiedliche Windgeschwindig-keiten auftreten. Gerade aber diese Verteilung der Windgeschwindigkeit gibt Aufschluss ber die wirt-schaftliche Rentabilitt des Standorts. Der Zusam-menhang von Windenergie und Windgeschwin-digkeit ist mit der dritten Potenz beschrieben. Dies bedeutet, dass hohe Windgeschwindigkeiten zu einem wesentlich hheren Ertrag fhren als niedrige Windgeschwindigkeiten. Eine Hufigkeits-verteilung liefert demnach umso mehr Energie, je hufiger hohe Windgeschwindigkeiten auftreten. Die Verteilung der Windgeschwindigkeiten wird mit Hilfe der Weibullverteilung beschrieben.

    abb. 10: Beispiel einer Weibullverteilung

    3.2 Lokale Ertragsabschtzung

    23

  • Leistungskennlinie

    Die Jahresenergieertragsberechnung wird unter Verwendung einer Leistungskennlinie durchge-fhrt. Diese Leistungskennlinie kann als theoretisch berechnete oder nach der Norm IEC 61400-12 [8] vermessene vorliegen. Bei theoretisch berechneten Leistungskennlinien knnen keine Aussagen ber das realverhalten der Leistungsabgabe der WeA im Betrieb abgegeben werden. Es ist anzuraten, nach IEC 61400-12 vermessene Leistungskennlinien zu verwenden. Die Entnahme der Windenergie durch die Windenergieanlage wird durch zwei Faktoren bestimmt. Diese sind die berstrichene Rotorfl-che, bestimmt durch die Kenngre Rotordurch-messer, und der Leistungsbeiwert, der den skalen-losen Wirkungsgrad der Anlage darstellt.

    Eine Anlage mit grerem Rotordurchmesser lie-fert demnach mehr energie bei gleichbleibendem Leistungsbeiwert im Vergleich zu einer Anlage mit kleinerem Rotordurchmesser.

    Theoretisch ist der Leistungsbeiwert bei 0.59 durch das Betzsche Gesetz beschrieben und be-grenzt. In der Praxis liegt der technische Mastab bei bis zu 0.51.

    Rotorbltter unterliegen mechanischen Bela-stungen, wodurch die Baugre begrenzt wird. In der Praxis kommen Rotoren zum Einsatz, die mehr als 80 m Durchmesser erreichen. Der technische Mastab wird derzeit durch die Multi-Mega-watt-Anlagen und deren Rotoren mit ber 100 m Durchmesser gesetzt.

    abb. 11: leistungskennlinie einer 2 MW anlage

    Nabenhhe

    Wenn auch das Potential in hheren Luftschichten genutzt werden soll, ist es erforderlich, die Anla-gen hher zu bauen. Nabenhhen von etwa 100 m haben fast ein Jahrzehnt den Markt bestimmt. Seit einigen Jahren bieten die Hersteller auch Anlagen mit Nabenhhen von bis zu 160 m an. Die ver-bundenen Mehrkosten, die sich aus der hheren Nabenhhe ergeben, mssen zumindest durch ei-nen hheren Ertrag kompensiert werden, um diese Manahme wirtschaftlich darstellen zu knnen.

    Luftdichtekorrektur

    Die Leistungskennlinie muss fr die am Standort ermittelte durchschnittliche Jahrestemperatur und den durchschnittlichen Jahresluftdruck nach der Norm IEC 61400-12 [8] korrigiert werden. Hierbei wird zwischen einer Anlage mit fester Blattstellung (stall-Regelung) und mit variabler Blattstellung (pitch-Regelung) unterschieden. Da die Luftdichte direkt proportional zur Windlei-stung ist, kann nherungsweise auch der Ertrag der Anlage in dieses Verhltnis gesetzt werden. Das heit, fr eine geringere Luftdichte gem Tabelle 6 ist auch der Ertrag proportional geringer.

    Tabelle 5: Windgeschwindigkeit und Ertrag in Abhngigkeit von der NabenhheNH [m] v [m/s] E [MWh/a]

    100 6,02 3.850

    120 6,19 4.246

    140 6,33 4.525

    Tabelle 6: Luftdichte in verschiedenen Hhen

    Hhe . NN [m] T [C] p [mbar] [kg/m3]

    100 10,5 1.001 1,229

    500 7,9 951 1,179

    1000 4,6 888 1,114

    24

  • Abschtzung des Ertrags

    Im Nachfolgenden soll auf Basis der hier darge-stellten Informationen und Beispiele eine Ertrags-abschtzung fr drei Standorte exemplarisch durchgefhrt werden. Als Leistungskennlinie wird eine marktbliche Windenergieanlage der 2 MW-Klasse herangezogen.

    Tabelle 7: Jhrliche Stromertrge (MWh/a) an den Standorten A, B und C fr eine exemplarische Windenergieanlage

    Standort A Standort B Standort C

    Windgeschw. (v) aus Atlas 6,0 m/s 6,0 m/s 6,3 m/s

    Gelndeformation Flachland mittelgebirge mittelgebirge

    k Wert k = 2,0 k = 2,0 k = 2,0

    Leistungskennlinie 2 MW 2 MW 2 MW

    Nabenhhe (NH real) 100 m 100 m 140 m

    Standortlage Freie Lage Waldlage Waldlage

    Reduktion v 0 m/s 0,2 m/s 0,2 m/s

    tatschliche v 6,0 m/s 5,8 m/s 6,1 m/s

    Hhenlage . NN 300 m 600 m 600 m

    Luftdichte 1,209 kg/m3 1,172 kg/m3 1,172 kg/m3

    Jahresertrag 4.616 MWh/a 4.142 MWh/a 4.627 MWh/a

    25

  • Mit den Informationen aus dem Windatlas kann die tatschliche mittlere jhrliche Windgeschwin-digkeit fr viele Standorte ausreichend genau vorbestimmt werden. Gleichzeitig knnen durch die weitere Entwicklung der Windenergieanlagen-technologie, insbesondere durch hohe Nabenh-hen, WEA inzwischen auch an Standorten errich-tet werden, die vorher unzugnglich waren.

    abb. 12: Windenergieanlagen im Wald.

    Hierzu zhlen insbesondere Waldstandorte, was auch die Zubauzahlen in den Jahren 2012 und 2013 belegen. Neben logistischen Herausforde-rungen stellen sie auch eine besondere Heraus-forderung an die Bestimmung des Windpotenti-als. Dies geht oft einher mit einer Komplexitt, welche sich dadurch auszeichnet, dass gewisse Gelndeneigungen berschritten werden. Dabei sind in der Regel schon 20 % in Hauptwindrich-tung ausreichend, um als komplex klassifiziert zu werden. Diesem kann durch die Anwendung des CFD-Modells fr den Windatlas Rechnung getragen werden.

    Wald hat einen besonderen Einfluss auf den Wind, da dieser, je nach regionaler Beschaf-fenheit im Sinne von Ausdehnung, Bestand, Wuchshhe und -dichte, eine Pufferzone ohne Wind schafft und das Windprofil entsprechend verzerrt und im mittel gesehen ber dem Wald in hhere Schichten verlagert. Die Qualitt der Aussagen hngt auch davon ab, ob regional Informationen von Bestandsanlagen zur Validie-rung zur Verfgung standen. Der Waldeinfluss und die damit einhergehende unsicherheit in den Berechnungen nehmen mit zunehmender Hhe ber Grund ab.

    Als eingangs- und Validierungsdaten fr die erstel-lung des Windatlas wurden sowohl Standorte auf Freiflchen als auch im Wald verwendet, um dem hohen Waldanteil in Rheinland-Pfalz Rechnung zu tragen. Da Wlder jedoch eine sehr inhomogene Struktur aufweisen, ist die Reprsentativitt nur kleinflchig gegeben. Daher sind fr eine spezielle Standortbewertung fr die Projektfinanzierung Berechnungsmethoden und eine gutachterliche Bewertung vor Ort ber die Anstrmbedingungen notwendig, die im Rahmen einer Flchenanalyse nicht anwendbar sind.

    Grundstzlich kann fr Waldgebiete angenom-men werden, dass die tatschliche Windge-schwindigkeit niedriger ausfllt als in dem Modell angenommen. Als grober Schtzwert kann fr ein Waldgebiet mit einer Baumhhe von 30 m davon ausgegangen werden, dass die tatschliche Wind-geschwindigkeit um ca. 0,2 - 0,3 m/s niedriger ausfllt. In komplexen Gebieten treten zum Teil lokale Effekte auf, die nicht durch den Windatlas bercksichtigt werden. Kommt in diesen Gebie-ten noch hinzu, dass weder Windenergieanlagen noch Windmessungen existieren, so sind Abwei-chungen von mehr als 0,5 m/s mglich.

    3.3 Waldstandorte und komplexe Gebiete

    26

  • 4 REGIONALE INTERPRETATION DER ERGEBNISSE

  • 4.1 Definition von Teilrumen in Rheinland-Pfalz

    4.2 Teilraum Westerwald

    Die Ergebnisse des Windatlas werden im Fol-genden fr einzelne Teilrume in Rheinland-Pfalz detailliert dargestellt. Dabei wird das Land in die Teilrume Westerwald, Mittelrhein, Eifel, Trier und Moseltal, Hunsrck, Nahe, Pfalz, Pflzerwald, Rheinhessen und Rhein-Neckar (ehemalige Rheinpfalz) eingeteilt. Die Gebiete Mittelrhein, Rheinhessen und Rhein-Neckar werden zusammen betrachtet, ebenso wie die Gebiete Nahe und Pfalz. Bei den Teilrumen handelt es sich um eine Zusammenfassung von Naturrumen, die sich jeweils durch hnliche windklimatologische Gegebenheiten auszeich-nen und deswegen gemeinsam betrachtet werden knnen.

    Der hier beschriebene Teilraum Westerwald um-fasst die Naturrume Westerwald, Bergisch-Sau-erlndisches Gebirge und Taunus. Er liegt stlich des Mittelrheingebietes und wird weiterhin durch die Landesgrenze im Norden und Osten begrenzt.

    Das Windfeld des Teilraums Westerwald hngt stark mit den orographischen Gegebenheiten zu-sammen. Zudem sind groe Gebiete bewaldet, was sich auf das Windpotential auswirkt. Wh-rend in den Flusstlern die Windgeschwindig-keiten gering sind, nimmt das Windpotential mit zunehmender Hhenlage deutlich zu. Die nied-rigsten Windgeschwindigkeiten sind in den Fluss-tlern z.B. der Lahn, der Nister oder der Sieg zu finden und bewegen sich im Bereich von 5 m/s. In hheren Lagen ist das Windpotential groflchig grer 5,8 m/s auf 140 m ber Grund und steigt im Gebiet um Bad Marienburg bis auf 6,9 m/s auf 140 m ber Grund an. Auch die Montabaurer

    Hhe weist ein hohes Windpotential von 6,8 m/s auf 140 m ber Grund auf.

    Im Teilraum Westerwald wurden zwei meteoro-logische Eingangsdatenstze fr die Berechnung herangezogen, deren Hhe ber Grund bei etwa 110 m liegt. Zur Validierung der Ergebnisse wurden Daten von 26 WEA mit Nabenhhen zwischen 65 m und 138 m verwendet. Diese befinden sich an acht unterschiedlichen Standor-ten und sind relativ homogen ber den Teilraum verteilt. Sowohl Eingangsdaten als auch Validie-rungsdaten liegen zum Teil im Wald, zum Teil auf Freiflchen. Insgesamt werden die Validie-rungs-WEA durch das Modell sehr gut getroffen. Lediglich im sdlichen Bereich des Teilraumes, im Taunus, kommt es zu berschtzungen durch das Modell. Hier standen nur WEA mit sehr niedrigen Nabenhhen zwischen 65 m und 70 m fr die Validierung zur Verfgung.

    abb. 13: bersicht der teilrume in Rheinland-Pfalz (farbige flchen). die linien stellen die Planungsregionen von Rheinland-Pfalz dar.

    28

  • 4.3 Teilraum Eifel

    Im Teilraum Eifel befinden sich die naturrumlichen Einheiten Gutland, Ost- und Westeifel. Im Osten wird der Teilraum durch das Mittelrheingebiet und im Sden durch den Teilraum Trier/Moseltal be-grenzt. Die westliche und nrdliche Grenze bilden die Landesgrenze.

    Insgesamt ist das Windpotential in der Eifel durch die exponierte Mittelgebirgslage recht hoch. Die hchsten Windgeschwindigkeiten in diesem Teil-raum werden auf dem Gebirgszug Schneifel mit ber 7 m/s auf 140 m modelliert. Von diesem Gebiet im Nordosten sinken die Windgeschwindigkeiten Richtung Moseltal und im Bereich der Osteifel durch zunehmende Leelage ab. Dennoch weisen stark exponierte Lagen auch in der Osteifel noch Wind-geschwindigkeiten bis 7 m/s auf 140 m ber Grund auf. Groflchig betrachtet liegt die Windgeschwin-digkeit ber 6 m/s in der Westeifel und ber 5,8 m/s in der Osteifel auf 140 m. Groe Unterschiede der Windgeschwindigkeit sind im Bereich Adenau, Altenahr und Weibern zu finden. Dies ist zum einen auf die groen Hhenunterschiede zwischen den Flusstlern und Bergrcken und zum anderen auf die dichte Bewaldung des Gebietes zurckzufhren.

    Im Teilraum Eifel gingen fnf meteorologische Datenstze fr die Berechnungen ins Modell ein. Die Hhen der Eingangsdaten ber Grund liegen zwischen 80 m und 108 m. Zur Validierung der Berechnungsergebnisse wurden Daten von 68 WEA verwendet, die sich in 14 Windparks befin-den. Diese haben Nabenhhen zwischen 65 m und 108 m. Da in diesem Teilraum keine Daten

    von WEA mit hheren Nabenhhen zur Verfgung standen, konnte das Modell fr die Berechnungs-hhen 140 m und 160 m nicht validiert werden. Die rumliche Verteilung der Validierungs-WEA ist vergleichsweise inhomogen. Die zur Validierung geeigneten Windparks befinden sich entweder im westlichen Bereich oder im stlichen Bereich des Gebietes. In der Mitte standen nur Daten von zwei Windparks zur Verfgung.

    Vor allem fr niedrige Nabenhhen unter 70 m berschtzt das Modell die realen Windgeschwin-digkeiten. Dies ist vor allem fr die Westeifel zu beobachten, wobei im Nordwesten keine anderen Validierungsdaten zur Verfgung stehen und in diesem Bereich die unsicherheiten fr die Berech-nung zunehmen. Die brigen Validierungsberech-nungen in der eifel zeigen eine gute bereinstim-mung zwischen modellierten und realen Daten. Eine leichte Unterschtzung durch das Modell kann jedoch im Osten der Region fr einzelne WEA festgestellt werden.

    Insgesamt lassen sich fr den Teilraum Eifel fol-gende Aussagen zur Unsicherheit treffen. Im Nord-westen steigt die Unsicherheit der Berechnung durch berschtzungen durch das Modell sowie fehlender Validierungsdaten in den relevanten H-hen zwischen 100 m und 160 m ber Grund. In der Mitte der Region ist die Unsicherheit ebenfalls auf Grund der geringen Datendichte erhht. Im Osten ist die Unsicherheit vor allem fr den 100 m Wind-atlas durch gute Validierungsergebnisse gering, steigt jedoch fr die weiteren Ausgabehhen an.

    Tabelle 8: Zusammenfassung der Unsicherheiten fr den Teilraum Westerwald

    Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 mAnzahl Validierungsdaten

    unsicherheit mittel mittel bis hoch Nord: geringSd: mittel bis hoch

    Nord: geringSd: hoch

    26

    Fr den Teilraum Westerwald ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung:

    29

  • 4.4 Teilraum Trier/Moseltal

    Der Teilraum umfasst den raum Trier und das Moseltal und wird von den Teilrumen Eifel im Norden und Hunsrck im Sden begrenzt.

    Dieser Teilraum ist stark durch die tiefen Einschnit-te des Moseltales geprgt. Sie zeichnen sich durch sehr komplexe und kleinrumige Hhenunter-schiede aus und fhren dadurch zu kleinrumigen Unterschieden im Windregime, welchen nur durch standortspezifische Windmessungen Rechnung getragen werden kann. Die modellierten Windge-schwindigkeiten zeigen Ergebnisse von etwa 5 m/s in den Flussniederungen bis 7 m/s auf den Hochla-gen dieses Gebietes fr 140 m ber Grund.

    Fr diesen Teilraum gingen keine Daten in die Berechnungen des Windatlas ein. Die Eingangs-daten stammen aus den benachbarten Teilrumen

    Eifel und Hunsrck und werden fr das Moseltal als nicht reprsentativ erachtet. Es liegt ein Da-tensatz zur Validierung der Ergebnisse vor. Dieser wird jedoch stark durch die standortspezifischen Gegebenheiten beeinflusst und kann nur fr die-sen Standort als reprsentativ betrachtet werden. Die modellierte Windrichtungsverteilung ent-spricht nicht der der Validierungsdaten. Da dieser Datensatz nicht durch weitere Daten besttigt werden kann und kein reprsentativer Langzeit-bezug gefunden werden konnte, wird auch die Validierung als bedingt aussagekrftig bewertet. Daher wird die Unsicherheit fr den Teilraum Trier und Moseltal als sehr hoch eingestuft. Mglicher-weise findet eine berschtzung durch das Modell auf den Hochlagen des Moseltales statt. Auch die stark zergliederte Struktur des Gebietes trgt zur hohen Unsicherheit bei.

    Tabelle 9: Zusammenfassung der Unsicherheiten fr den Teilraum Eifel

    Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 mAnzahl Validierungsdaten

    unsicherheit mittel Mitte und Osten: hochWesten: mittel bis hoch

    West: mittel bis hochMitte: mittelOst: gering

    hoch 68

    Fr den Teilraum Eifel ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung:

    Tabelle 10: Zusammenfassung der Unsicherheiten fr den Teilraum Trier/Moseltal

    Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 mAnzahl Validierungsdaten

    unsicherheit hoch hoch hoch hoch 1

    Fr den Teilraum Trier/Moseltal ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung:

    30

  • 4.5 Teilraum Hunsrck

    Der Hunsrck schliet sich sdlich an das Mosel-tal an. Im Osten wird der Teilraum durch Rhein-hessen, im sden durch die Westpfalz und im Westen durch die Landesgrenze abgegrenzt.

    Im Hunsrck liegt das Windpotential mit Ausnah-me der Tallagen groflchig ber 6 m/s auf 140 m ber Grund und ber 5,8 m/s auf 100 m ber Grund. Die hchsten Windgeschwindigkeiten sind entlang des Hauptkammes des Hunsrcks zu finden und liegen schon fr eine Hhe von 100 m ber 7 m/s.

    Im Teilraum Hunsrck gingen fnf meteorolo-gische Datenstze in das Berechnungsmodell ein, bei denen es sich zum Teil um Waldstandorte handelt. Die Hhen der Eingangsdaten ber Grund betragen 105 m bis 138 m. Zur Validierung der Er-gebnisse wurden Daten von 100 WEA genutzt, die Nabenhhen zwischen 65 m und 138 m aufwei-sen. Die Validierungsdaten sind zwar annhernd ber den gesamten Teilraum verteilt, jedoch befindet sich ein Groteil der Anlagen nrdlich des Hauptkammes. Ein Teil der Validierungsan-lagen befindet sich im Wald. Vor allem niedrige

    Nabenhhen werden zum Teil durch das Modell berschtzt. Fr Nabenhhen ber 100 m wird dagegen im mittel ein gutes Validierungsergebnis erzielt, mit der Ausnahme einer Unterschtzung in der Mitte und einer berschtzung im Osten des Gebietes. Hierbei handelt es sich um Anlagen im Wald bzw. am Waldrand. Gekoppelt mit der kom-plexen Orographie des Teilraums knnen kleinru-mige Effekte entstehen, die durch Modelle schwer zu fassen sind.

    Insgesamt zeigt die Validierung fr Nabenhhen ber 100 m ein gutes Ergebnis. Im westlichen Bereich konnte bis zu einer Hhe von 100 m ber Grund validiert werden, im stlichen Bereich bis 138 m, was sich positiv auf die Unsicherheiten auswirkt. Keine Daten zur Validierung der Er-gebnisse liegen im stark bewaldeten Gebiet des westlichen Hauptkammes des Hunsrcks vor. Hier sind die Ergebnisse mit erhhter Unsicherheit behaftet. Im stlichen Bereich des Hauptkammes konnte das Windprofil validiert werden. Hier zeigt sich, dass Nabenhhen unter 100 m durch das Modell berschtzt werden, d.h. es wird ein zu steiles Windprofil angenommen.

    Tabelle 11: Zusammenfassung der Unsicherheiten fr den Teilraum Hunsrck

    Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 mAnzahl Validierungsdaten

    unsicherheit mittel bis hoch

    hochWest: geringOst: gering

    West: hochOst: gering

    100

    Fr den Teilraum Hunsrck ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung:

    31

  • 4.6 Teilraum Pfalz/Nahe

    Der Teilraum Pfalz/Nahe umfasst die Naturrume Pflzisch-Saarlndisches Muschelkalkgebiet und Saar-Nahe-Bergland. Nach Norden wird das Ge-biet durch den Hunsrck abgegrenzt, nach Osten durch die Teilrume Rheinhessen und Rhein-Neck-ar. Sdlich und stlich wird der Teilraum Pfalz/Nahe durch die Landesgrenze begrenzt.

    Die Ergebnisse der Windpotentialanalyse ergeben fr diesen Teilraum ein sehr heterogenes Bild. Das Windfeld hngt stark von den lokalen Bedin-gungen ab und ist deutlichen Schwankungen von Standort zu Standort unterworfen. Die hchsten Windgeschwindigkeiten mit ber 7,5 m/s wurden auf den Hochlagen im Donnersbergkreis berech-net, wobei der stark exponiert liegende Donners-berg selbst Windgeschwindigkeiten von 7,9 m/s auf 140 m ber Grund aufweist. In den Tlern dagegen senkt sich die Windgeschwindigkeit stark ab. Auch im westlichen Bereich des Saar-Nahe-Berglandes wurden in exponierten Kuppenlagen noch Windgeschwindigkeiten bis 7 m/s auf 140 m ber Grund berechnet. Die tiefer gelegene Ebe-ne westlich von Kaiserslautern weist niedrigere Windgeschwindigkeiten mit Werten von etwa 5,4 m/s bis knapp ber 6 m/s auf 140 m auf. In der sdlich an dieses Gebiet anschlieenden

    Sdwestpfalz zeigt sich wieder ein stark durch die Orographie geprgtes Bild. Whrend auf den Berg-kuppen Windgeschwindigkeiten bis etwa 6,5 m/s berechnet wurden, liegt die Windgeschwindigkeit in den Tallagen unter 5 m/s auf 140 m.

    Im Teilraum Pfalz/Nahe wurden neun meteoro-logische Datenstze zur Berechnung des Wind-potentiales verwendet. Die Hhen der Eingangs-daten liegen zwischen 85 m und 138 m. Zur Validierung der Ergebnisse standen Daten von 81 WEA aus 22 Windparks zur Verfgung, die Naben-hhen von 65 m bis 138 m aufweisen. Im Mittel betrachtet, stimmen Modell und Realitt gut berein. Betrachtet man die Validierungsstand-orte im Einzelnen, kommt es in diesem Teilraum sowohl zu ber- als auch Unterschtzungen durch das Modell. Vor allem Standorte mit niedriger Nabenhhe werden berschtzt, jedoch gibt es auch Standorte mit niedriger Nabenhhe, die unterschtzt werden. Standorte mit Nabenh-hen grer 100 m werden meist gut modelliert, jedoch gibt es auch hier Ausreier nach oben und nach unten. Es kann keine einheitliche regionale Zuordnung zum Validierungsergebnis hergestellt werden. Daher mssen die Ergebnisse mit er-hhter Unsicherheit betrachtet werden.

    Tabelle 12: Zusammenfassung der Unsicherheiten fr den Teilraum Pfalz/Nahe

    Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 mAnzahl Validierungsdaten

    unsicherheit mittel Mittel bis hoch mittel bis hoch hoch 81

    Fr den Teilraum Pfalz/Nahe ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung:

    32

  • 4.7 Teilraum Pflzerwald

    Der Teilraum Pflzerwald umfasst das Haardtge-birge. Die Region kann im Osten durch den Raum Rhein-Neckar, im Norden und Westen durch die pfalz und im sden durch die Landgrenze abge-grenzt werden.

    Das Windregime dieses Teilraums wird durch das ausgedehnte Waldgebiet des Pflzerwaldes sowie durch die Orographie geprgt. In Kuppenlagen werden Windgeschwindigkeiten bis 7 m/s auf 140 m ber Grund berechnet. In den ebenfalls bewaldeten Hanglagen und Tlern dagegen, in denen Luftverwirbelungen und Staueffekte auf-treten, senkt sich die Windgeschwindigkeit stark ab und liegt unter 5 m/s.

    Im Teilraum Pflzerwald standen weder Eingangs-daten noch Validierungsdaten zur Verfgung. Daher wurde die Windhffigkeit auf Basis von eingangsdaten aus der pfalz und dem Gebiet Rhein-Neckar berechnet. Die unterschiedlichen orographischen Gegebenheiten und die unter-schiedliche Landnutzung dieser Gebiete sind zwar im Modell implementiert, dennoch muss ein Abgleich mit Daten aus der Region erfolgen, um eine Aussage zur Gte der ergebnisse treffen zu knnen. Auf Grund der groen Entfernung der Eingangsdaten und deren geringen regionalen Reprsentanz fr den Teilraum, sind die Unsicher-heiten der Berechnungen sehr hoch.

    Tabelle 13: Zusammenfassung der Unsicherheiten fr den Teilraum Pflzerwald

    Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 mAnzahl Validierungsdaten

    unsicherheit mittel hoch hoch hoch 0

    Fr den Teilraum Pflzerwald ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung:

    33

  • Der Teilraum Rheinhessen/Rhein-Neckar umfasst die Naturrume Oberrheintiefland, Rhein-Main-Tiefland und das Mittelrheingebiet. In der Sd-hlfte von Rheinland-Pfalz bildet der Teilraum die stliche Grenze des Landes, und in der Nordhlfte liegt der Teilraum zwischen Eifel und Westerwald.

    Im Gebiet Rhein-Neckar ist das Windregime stark durch Lee-Effekte durch das Haardtgebir-ge geprgt. Die Windgeschwindigkeit steigt mit zunehmender entfernung nach Osten hin an und liegt zwischen 5,2 m/s im Leeschatten des Haard-tgebirges bis etwa 6 m/s auf 140 m ber Grund im Osten. Mit zunehmender Hhenlage im nrdlichen Oberrheintiefland steigt auch die berechnete Windgeschwindigkeit und liegt in den Landkreisen Alzey-Worms und Mainz-Bingen groflchig ber 6 m/s. Auch im Mittelrheingebiet ist durch die leeseitige Lage zur Eifel die Windgeschwindigkeit etwas reduziert. Auf Erhebungen wie etwa dem Karmelenberg knnen jedoch auch Windgeschwin-digkeiten bis 6,7 m/s berechnet werden. Im be-trachteten Teilraum wurden sieben Windstatistiken als Eingangsdatensatz fr das Modell verwendet, wobei sich sechs im Ober rheintiefland befinden und einer im Mittelrheingebiet. Die Hhen der Datenstze liegen zwischen 98 m und 138 m ber Grund. Insgesamt wurden 85 WEA aus

    23 verschiedenen Windparks zur Validierung herangezogen. Deren Nabenhhen bewegen sich zwischen 60 m und 138 m. Die Validierungsdaten sind ber das gesamte Oberrheintiefland verteilt, wohingegen im Mittelrheingebiet nur ein Windpark fr die Validierung zur Verfgung steht.

    Validierungs-WEA mit Nabenhhen ber 100 m konnten gut durch das Modell nachberechnet werden. Jedoch gibt es hier zwei Ausnahmen, bei welchen es zur berschtzung durch das Modell kommt. Diese knnen durch weitere nahe liegende Validierungsdaten nicht besttigt werden und wer-den daher von der Unsicherheitsbetrachtung aus-geschlossen. Niedrige Nabenhhen von 70 m bis 80 m werden durch das Modell meist berschtzt. Dies deutet auf ein insgesamt zu steil berechnetes Windprofil hin. Eine Anpassung des Modells er-folgte jedoch nicht, da die Nabenhhen unterhalb der relevanten Berechnungshhen liegen.

    Insgesamt kann die Validierung fr Nabenhhen von 100 m bis 138 m als gut bewertet werden. Im sdlichen Bereich des Oberrheintieflandes sowie im Mittelrheingebiet liegen keine Validie-rungs-WEA mit hheren Nabenhhen vor, wo-durch die Unsicherheit fr die Modellierungshhen 120 m bis 160 m steigt.

    4.8 Teilraum Rheinhessen/Rhein-Neckar

    Fr den Teilraum Rheinhessen/Rhein-Neckar ergibt sich daraus folgende Unsicherheitsbetrachtung:

    Tabelle 14: Zusammenfassung der Unsicherheiten fr den Teilraum Rheinhessen/Rhein-Neckar

    Bewertungskriterium Orographie Landnutzung Validierung 100 m Validierung 140 mAnzahl Validierungsdaten

    unsicherheit

    Rhein-Neckar: gering bis hoch (durch Lee-Effekt) Rheinhessen: mittelMittelrhein: mittel

    mittelRhein-Neckar: geringRheinhessen: geringMittelrhein: mittel

    Rhein-Neckar:hochRheinhessen: geringMittelrhein: hoch

    85

    34

  • 5 KARTENWERK

  • Der Referenzertrag der jeweiligen Windenergie-anlage ist ein magebendes Kriterium fr die Wirtschaftlichkeit der jeweiligen Anlage an dem einzelnen Anlagenstandort. Fr das im Windatlas verwendete Windmodell wurde der Referenzer-trag fr eine moderne Windenergieanlage der 3 MW-Klasse mit einer Nabenhhe von 140 m ber Grund berechnet. Zur Bercksichtigung der Hhe der einzelnen Windenergieanlagenstandorte wurde eine Luftdichtekorrektur der Leistungskenn-linie fr jeden Berechnungspunkt bei einer Aufl-sung von 50 m x 50 m durchgefhrt.

    In der nebenstehenden Karte ist die Verteilung von Flchen mit einem Referenzertrag von 80 % auf einer Hhe von 140 m ber Grund ausgewie-sen. Bei diesem Prozentwert ist ein wirtschaft-licher Betrieb von Windenergieanlagen in Rhein-land-Pfalz auch unter Bercksichtigung der im jetzigen EEG fr die nchsten Jahre vorgesehenen Degression der Vergtungsstze fr neu errichtete Windenergieanlagen mglich. Unter besonderen Bedingungen knnen auch Standorte unterhalb des 80 %-Kriteriums wirtschaftlich sein.

    Der Referenzertrag wird fr Standardbedingungen gem den Vorgaben aus dem EEG und der Tech-nischen Richtlinie fr Windenergieanlagen Teil 5 der Frdergesellschaft Windenergie e. V. (FGW) berechnet. Dabei werden fr die Bezugshhe 30 m ber Grund eine mittlere Windgeschwindig-keit von 5,5 m/s (nach den Vorgaben des Erneu-erbare-Energien-Gesetzes) und ein k-Wert1 von 2 (Formfaktor der Windverteilung) vorgegeben. Die Standardluftdichte betrgt 1,225 kg/m.2

    mit diesen eingangsbedingungen und mit der entsprechenden Leistungskennlinie wird der 100 % Referenzertrag fr die zu betrachtende Nabenhhe (hier 140 m) berechnet. Dies ist der Referenzwert fr die Referenzertragsberech-nung jeder einzelnen Berechnungszelle. Fr jede

    einzelne Zelle werden Parameter (k-Wert, Wind-geschwindigkeit) aus dem Windatlas verwendet und mithilfe der Leistungskennlinie ebenfalls der Ertrag berechnet. Auerdem wird mit Hilfe der Hhenlage ber Normalnull (NN) fr jede Berechnungszelle eine Luftdichtekorrektur durch-gefhrt. Der erhaltene Ertrag wird nun durch den 100 % Referenzertrag geteilt.

    Fr die Standardluftdichte von 1,225 kg/m wird der 80 % Referenzertrag bei 140 m Nabenhhe ungefhr bei 6,2 bis 6,4 m/s (in Abhngigkeit vom k-Wert) erreicht. Bei zunehmender Hhe sinkt die Luftdichte. Aus diesem Grund wird der 80 % Referenzertrag in Hhenlagen erst bei greren Windgeschwindigkeiten erzielt.

    5.1 Beschreibung der Berechnung des Referenzertrags:

    1 k ist der Weibull-formfaktor. Er gibt die form der Verteilung an und nimmt einen Wert zwischen 1 und 3 an. Ein kleiner k-Wert bedeutet sehr variable Winde, whrend konstante Winde einen greren k-Wert ergeben.

    2 luftdichte auf Meereshhe bei 15 C auentemperatur

    36

  • 3,94 % der Landesflche (781 km) von Rhein-land-Pfalz liegen oberhalb des angesetzten 80 %-Kriteriums und enthalten die windhffigsten Standorte in Rheinland-Pfalz. Im Einzelfall knnen auch Standorte unterhalb des 80 %-Kriteriums wirtschaftlich sein.

    Damit bestehen gute Voraussetzungen zum Errei-chen der energiepolitischen Ziele der Landesregie-rung von bilanziell 100 % Deckung des Strombe-darfs aus erneuerbaren energien bei gleichzeitiger Minimierung des Flchenbedarfs und Konzentrati-on auf die windhffigsten Standorte.

    Die ca. 4 % der Landesflche oberhalb des 80 %-Kriteriums und weitere wirtschaftlich be-treibbare Anlagenstandorte korrespondieren unter Bercksichtigung mglicher Ausschlussgrnde gut mit dem Grundsatz des LEP IV, mindestens 2 % der Landesflche fr die Windenergie auszuweisen.

    5.2 Berechnete Flchen ab 80 % Referenzertrag

    Tabelle 19: Statistik der Referenzertragskarte bei 140 m ber Grund

    Referenzertrag [%] Anzahl der Werte []

    Prozentualer Anteil []

    < 80 7.627.296 96,06 %

    80 312.514 3,94 %

    80 % Referenzertrageiner Hhe von 140 m ber Grund

    Referenzertrag [%]

    37

  • 38

  • 39

  • 40

  • 41

  • 6 ANHANG

  • 6.1 Abkrzungsverzeichnis

    ABKRZUNG

    a

    E

    f

    k

    lK

    nh

    nn

    P

    p

    sector

    t

    U, u, v

    . G.

    z0

    EINHEIT

    [m/s]

    [MWh]; [MWh/a]

    [%]

    [-]

    [-]

    [m]

    [-]

    [kW]

    [hPa]

    [kg/m]

    [deg]

    [C]

    [m/s]

    [-]

    BEDEUTUNG

    skalenparameter der Weibullverteilung

    Energieertrag, Jahresenergieertrag

    hufigkeit im intervall i

    formparameter der Weibullverteilung

    leistungskennlinie

    nabenhhe

    normalnull

    leistung

    druck

    luftdichte

    Windrichtungssektor

    temperatur

    Windgeschwindigkeit

    ber Grund

    Rauigkeitslnge

    43

  • Abb. 1: Rauigkeitsmodellierung und Vergleich mit topographischer Karte

    Abb. 2: Beispiel einer Windrichtungs- und Wind-geschwindigkeitsverteilung

    Abb. 3: Validierungsanlagen in rheinland-pfalz [x]. Besichtigte Standorte [x]

    Abb. 4: Protokollierung einer Standort- besichtigung

    Abb. 5: Vertikaler Schnitt durch das Modellgitter

    Abb. 6: Modell- und Kerngebiet der Berechnung

    Abb. 7: Darstellung der Orographie im Modellgebiet

    Abb. 8: Windpark mit Turmschatten

    Abb. 9 Windenergieanlage unter Vereisungsbedingungen

    Abb. 10: Beispiel einer Weibullfunktion

    Abb. 11: Leistungskennlinie einer 2 MW Anlage

    Abb. 12: Windenergieanlagen im Wald

    Abb. 13: bersicht der Teilrume in rheinland-pfalz

    6.2 Abbildungsverzeichnis

    44

  • www.rlp.de Willkommen in Rheinland-Pfalz

    www.mwkel.rlp.de/File/ Rundschreiben-28-05-2013-pdf

    rundschreiben Windenergie

    www.mwkel.rlp.de/File/ vo-internet-text-mit-deckblatt-16042013-pdf Erste Landesverordnung zur nderung der Landesverordnung ber das Landes-entwicklungsprogramm vom 26.4.2013.

    www.mwkel.rlp.de/Klimaschutz,-Energie/ Erneuerbare-Energien/Windenergie/ Windatlas-Rheinland-Pfalz/ ministerium fr Wirtschaft, Klimaschutz, energie und Landesplanung rheinland-pfalz

    www.energieagentur.rlp.de/themen/ erneuerbare-energien/windenergie.html energieagentur rheinland-pfalz

    www.windatlas.rlp.de Fachportal

    Tabelle 1: bersicht ber die Datenlage der Validierungsdaten

    Tabelle 2: Jhrliche Indexwerte fr die drei In-dex-Regionen von Rheinland-Pfalz

    Tabelle 3: schema der unsicherheitsbetrachtung

    Tabelle 4: bersicht ber die Schallrichtwerte

    Tabelle 5: Windgeschwindigkeit und Ertrag in Abhngigkeit von der Nabenhhe

    Tabelle 6: Luftdichte in verschiedenen Hhen

    Tabelle 7: Jhrliche Stromertrge (MWh/a) und monatliche Ertrge (/a) an den Standorten A, B und C fr eine exemplarische Windenergieanlage

    Tabelle 8: Zusammenfassung der Unsicherheiten fr den Teilraum Westerwald

    Tabelle 9: Zusammenfassung der Unsicherheiten fr den Teilraum eifel

    Tabelle 10: Zusammenfassung der Unsicherheiten fr den Teilraum Trier/Moseltal

    Tabelle 11: Zusammenfassung der Unsicherheiten fr den Teilraum Hunsrck

    Tabelle 12: Zusammenfassung der Unsicherheiten fr den Teilraum Pfalz/Nahe

    Tabelle 13: Zusammenfassung der Unsicherheiten fr den Teilraum Pflzerwald

    Tabelle 14: Zusammenfassung der Unsicher-heiten fr den Teilraum Rheinhessen/Rhein-Neckar

    6.3 Tabellenverzeichnis

    6.4 Linkliste

    45

  • [1] Erste Landesverordnung zur nderung der Landesverordnung ber das Landesentwick-lungsprogramm. (Teilfortschreibung des Landesentwicklungsprogramms IV, Kapitel 5.2.1 Erneuerbare Energien), Mainz 26.4.2013, verffentlicht im Gesetz- und Verordnungs-blatt fr das Land Rheinland-Pfalz vom 10. Mai 2013.

    [2] Hinweise fr die Beurteilung der Zulssigkeit der Errichtung von Windenergieanlagen in Rheinland-Pfalz (Rundschreiben Wind-

    energie). Hrsg.: Ministerium fr Wirtschaft, Klimaschutz, energie und Landesplanung, Ministerium der Finanzen; Ministerium fr Umwelt, Landwirtschaft, Ernhrung, Weinbau und Forsten; Ministerium des Innern, fr Sport und Infrastruktur, Mainz, 28.5.2013, verffentlicht im ministerialblatt der Landesregierung Rheinland-Pfalz vom 12. Juli 2013.

    [3] Modell O.F.Wind. IB Fischer CFD+engineering GmbH, Mnchen, 2013.

    [4] BWE-Windgutachterbeirat: Standard zur Erstellung von Windgutachten, Version 2.0, Kassel 2005.

    [5] Frdergesellschaft Windenergie e.V.: Teil 6: Bestimmung von Windpotential und Energie-ertrgen, Kiel (D) 2007.

    [6] DWD: Winddaten fr Windenergienutzer, Version 6, 2. Auflage, Potsdam (D), 2012.

    [7] National Climatic Data Center (NCDC). U.S. Department of Commerce.

    [8] DIN EN 61400-12-1: Windenergieanlagen Teil 12-1: Messung des Leistungsverhaltens einer Windenergieanlage (IEC 61400-12-1:2005); Deutsche Fassung EN 61400-12-1:2006; Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik; Frankfurt am Main 2006.

    [9] Deutsches Institut fr Bautechnik (DIBT): Richtlinie fr Windenergieanlagen, Berlin 2004.

    [10] Sechste Allgemeine Verwaltungsvorschrift zum Bundes-Immissionsschutzgesetz (Tech-nische Anleitung zum Schutz gegen Lrm

    TA Lrm); GMBl 1998, August 1998.

    [11] Sachinformationen zu Geruschemissionen und -immissionen von Windenergieanlagen; Landesumweltamt Nordrhein-Westfalen.

    6.5 Literatur

    46

  • [12] C. Hammerl, J. Fichtner: Langzeit-Ge-ruschimmissionsmessung an der 1 MW-

    Windenergieanlage Nordex N54 in Wiggens- bach bei Kempten (Bayern), Bayerisches Landesamt fr Umweltschutz, Januar 2000.

    [13] Staatliches Umweltamt Schleswig: Hinweise zur Ermittlung und Beurteilung der optischen Immissionen von Windenergieanlagen (WEA-Schattenwurf-Hinweise), 13.03.2002.

    [14] Christian-Albrechts-Universitt zu Kiel, Institut fr Psychologie: Belstigung durch periodischen Schattenwurf von Windenergie-anlagen Untersuchungsbericht Feldstudie und Laborpilotstudie, Juni 2000.

    [15] Tammelin B., Cavaliere M., Holttinen H., Morgan C., Seifert H., Sntti K.: Wind Energy Production in Cold Climate (WECO). Finnish Meteorological Institute 1998.

    [16] C. Morgan and E. Bossanyi, Wind turbine icing and public safety - a quantifiable risk?, Pro-ceedings of Boreas III conference, Sariselka, Finland 1996.

    [17] E. Bossanyi and C. Morgan, Wind turbine icing its implications for public safety, Proceedings of European Union Wind Energy Conference 1996.

    [18] C. Morgan, E. Bossanyi and H Seifert, Assess-ment of safety risks arising from wind turbine icing, Proceedings of EWEC 97 conference, Dublin 1997.

    [19] Betreiberdatenbasis, Jochen Keiler, Monatliche Betriebsdaten, 2013.

    [20] ministerium fr Wirtschaft, Klimaschutz, energie und Landesplanung rheinland-pfalz, Stiftsstrae 9, Mainz. Geobasisdaten der Vermessungs- und Katasterverwaltung Rhein-land-Pfalz: DGM10, DLM25, DTK100, Landes-, Kreis- und Gemeindegrenzen, Stand 2012.

    [21] GSFC Global Modeling and Assimiliation Office. NASA Modern Era Reanalysis for Rese-arch and Applications. http://gmao.gsfc.nasa.gov/research/merra/intro.php

    47

  • stiftsstrae 955116 Mainz

    [email protected]