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Fachgutachten zur Bewertung der Blendwirkung durch Reflexion an PV-Modulen (Blendgutachten) einer PV – Freiflächenanlage in 09629 Reinsberg, Sachsen.
V 002
Anlage: PV Freiflächenanlage
09629 Reinsberg OT Hirschfeld Südlich der A4
in Auftrag gegeben von: Universal Energy Engineering GmbH Susann Heinig
Neefestraße 82
09119 Chemnitz
Projektnummer:
A09.416/017
Gutachter: M. Sc. Kevin Gajkowski
M. Sc. Lorenz Groß
Bearbeiter: Ba. Christoph Johann
Berlin, 19.10.2020
Phone +49 (030) 29 38 12 60
Fax +49 (030) 29 38 12 61
Email dgs@dgs-berlin.de
Web www.dgs-berlin.de Erich-Steinfurth-Str. 8 10243 Berlin
Inhaltsverzeichnis
Einleitung ... 4
1 Beschreibung der Umgebung ... 5
2 Beschreibung der PV-Anlage ... 10
3 Grundlagen der Strahlengeometrie ... 11
3.1 Geometrische Reflexionssituation ... 11
3.2 Reflexionseigenschaften des vorgesehenen Modultyps ... 13
3.3 Reflexion von gerichteter Strahlung an den Glasflächen der Module ... 14
4 Methodik der Untersuchung ... 15
4.1 Bewertungsbasis... 15
4.2 Simulationstool und Modellierung ... 16
4.3 Simulationsausgabe ... 17
5 Analyse und Quantifizierung der Einflüsse durch Reflexion ... 18
5.1 Bewertung der PV-Flächen ... 18
5.2 Angrenzende Straßen: BAB4 und Zu- und Abfahrtswege ... 20
5.2.1 Ergebnisse 21 6 Auswertung ... 24
8 Fazit ... 28
9 Literaturverzeichnis ... 29
Abbildung 1: PV-Felder (blau markiert und nummeriert) und direkte Umgebung (Quelle: Google Earth)
... 5
Abbildung 2: Überblick der untersuchten Straßen (Quelle: Google Earth) ... 6
Abbildung 3: Blick auf geplantes PV-Feld (links) und BAB4 (rechts) (Quelle: Auftraggeber) ... 7
Abbildung 4: Blick auf geplantes PV-Feld (links) und BAB4 (rechts) (Quelle: Auftraggeber) ... 7
Abbildung 5: Blick auf Böschung zwischen BAB4 und geplantem PV-Feld (rechts) (Quelle: Auftraggeber) ... 8
Abbildung 6: Umgebungsplan mit Höhenpunkten. Nordausrichtung siehe Pfeil oben rechts, Erdwall zwischen Autobahn und PV-Feld 1 und 2 grün markiert (Quelle: Auftraggeber) ... 9
Abbildung 7: Modulausrichtung und -belegung [Quelle: Auftraggeber] ... 10
Abbildung 8: Reflexion eines Lichtstrahls ... 11
Abbildung 9: (a) Ideale spekulare Reflexion, (b) Reale spekulare Reflexion, (c) Ideale diffuse Reflexion Quelle: (Linz, Kunst Universität) ... 11
Abbildung 10: Mikrostrukturierte (matt/matt) Oberfläche (Solarglass (matt/matt) SILK) ... 13
Abbildung 11: Streuung der gerichteten Strahlung/Sonnenstrahlung ... 13
Abbildung 12: Reflexion von gerichteter Reflexion an der Glasfläche des Moduls (Darstellung anhand eines Strahls) ... 14
Abbildung 13: Reflexionseigenschaften typischer Abdeckgläser (Quelle: (Yamada T.)) ... 18
Abbildung 14: Jährlich potenziell auftretende Blendreflexionen (in Min.) ausgehend von PV-Feld 2... 22
Abbildung 15: Jährlich potenziell auftretende Blendreflexionen (in Min.) ausgehend von PV-Feld 3... 23
Abbildung 16: Übersicht Auswertung. Orange markiert Bereiche mit potenzieller Blendung; Grün markiert Erdwall; Rot markiert Ende Sichtbereich (Quelle: Google Earth) ... 25
Abbildung 17: Lage der Sichtschutzmaßnahmen (gelb markiert) (Quelle: Google Earth) ... 26
Abbildung 18: Höhenlinien im Bereich des PV-Feldes 2 und 3. Blauer Pfeil: Blickrichtung ca. 30° nach rechts (Quelle: Geoportal Sachsenatlas) ... 27
Einleitung
Im folgenden Gutachten wird die durch Reflexion direkter Sonneneinstrahlung verursachte Lichtemission einer PV-Freiflächenanlage in 09629, Reinsberg (OT Hirschfeld) und die damit einhergehende Beeinträchtigung der Umgebung untersucht. Die Anlage mit einer totalen Nennleistung von 10,3 MWp ist dabei in insgesamt vier Modulfelder aufgeteilt und verläuft entlang der Bundesautobahn A4. Hinzu kommt, dass sich in unmittelbarer Nähe der Anlage eine Zu- und Abfahrt eines Rastplatzes befindet. Dabei werden die Auswirkungen auf den Straßenverkehr der A4 sowie der Zu- und Abfahrten in relevanter Entfernung untersucht.
1 Beschreibung der Umgebung
Die PV-Freiflächenanlage ist in der Gemeinde Reinsberg im Landkreis Mittelsachsen geplant im Ortsteil Hirschfeld. Sie verläuft entlang der Bundesautobahn A4. Die ungefähren Mittelpunkte der Koordinaten der Freiflächenanlage sind:
- PV-Feld 1: 51°02‘36‘‘N und 13°20‘09‘‘E - PV-Feld 2: 51°02‘29‘‘N und 13°20‘00‘‘E - PV-Feld 3: 51°02‘22‘‘N und 13°19‘48‘‘E - PV-Feld 4: 51°02‘14‘‘N und 13°19‘23‘‘E
Abbildung 1 verdeutlicht die vier PV-Felder und die direkte Umgebung. Die PV-Felder sind dabei blau markiert und entsprechend nummeriert. Der Ortsteil Hirschfeld liegt östlich der geplanten PV-Anlage.
Die Bundesautobahn A4 befindet sich nördlich von PV-Feld 4 und nordwestlich von PV-Feld 1, 2 und 3. Südlich der Anlage befindet sich landwirtschaftliche Nutzfläche, in östlicher und westlicher Richtung befinden sich Waldflächen. Die PV-Felder sind zwischen den Abfahrten Dreieck Nossen und
Siebenlehn auf der Höhe der Parkplatzanlage „Am Steinberg Süd“ geplant. Aktuell sind diese Flächen landwirtschaftlich genutzt. Der Korridor aus Sicht der PV-Anlagen beträgt maximal 110 m bei einem Geltungsbereich von 11,37 ha laut Bebauungsplan.
Abbildung 1: PV-Felder (blau markiert und nummeriert) und direkte Umgebung (Quelle: Google Earth)
Abbildung 2 verdeutlicht einen Überblick der zu untersuchenden Verkehrswege. Die Straßen sind dabei als Linien dargestellt und werden dementsprechend in der Simulation berücksichtigt. Die Verkehrswege werden in insgesamt in drei Untersuchungslinien aufgeteilt und auf eine mögliche Gefahr der Blendung durch Reflexion durch Sonnenstrahlen an den Modulen untersucht. Route 1 stellt die BAB4 in beide Fahrtrichtungen dar. Die Zu- und Abfahrtswegen der Raststätte sind in zwei Routen aufgeteilt und werden jeweils als Einbahnstraße berücksichtigt.
Abbildung 2: Überblick der untersuchten Straßen (Quelle: Google Earth)
Abbildung 3 verdeutlicht den Blick von einem PV-Feld entlang des Wirtschaftsweges und der BAB4.
Dabei sind die Höhenunterschiede zwischen der aktuell landwirtschaftlichen Fläche und des Straßenverkehrs zu erkennen.
Abbildung 4 zeigt den Blick aus Richtung des PV-Feldes 4 auf die BAB4. Auch hier sind die
Höhenunterschiede zu erkennen. Die Autobahn verläuft in nord-östliche Richtung von einer Anhöhe kommend.
Abbildung 5 zeigt ebenfalls deutlich die Höhenunterschiede zwischen der landwirtschaftlichen Fläche und der BAB4. Die dazwischen liegende Böschung ist mit Bewuchs versehen, der teilweise deutlich über die Autobahnleitplanke wächst.
Abbildung 3: Blick auf geplantes PV-Feld (links) und BAB4 (rechts) (Quelle: Auftraggeber)
Abbildung 4: Blick auf geplantes PV-Feld (links) und BAB4 (rechts) (Quelle: Auftraggeber)
Abbildung 5: Blick auf Böschung zwischen BAB4 und geplantem PV-Feld (rechts) (Quelle:
Auftraggeber)
Abbildung 6: Umgebungsplan mit Höhenpunkten. Nordausrichtung siehe Pfeil oben rechts, Erdwall zwischen Autobahn und PV-Feld 1 und 2 grün markiert (Quelle: Auftraggeber)
Aus Abbildung 6 wird der abschnittsweise südlich der Autobahn verlaufende Wall mit einer Höhe von mindestens 2,5 m über der Fahrbahn deutlich. Er verläuft über die gesamte Länge zwischen der Autobahn und PV-Feld 1 sowie PV-Feld 2.
PV-Feld 2
PV-Feld 1
2 Beschreibung der PV-Anlage
Die Informationslage bezüglich des Aufbaus der PV-Anlage liegt aufgrund der sich noch in der Planung befindlichen Anlage noch nicht detailliert vor. Bisweilen ist eine Aufständerung der Module in einem Winkel von 15° geplant. Die Ausrichtung soll bei einem Azimut von 0° liegen, d.h. die Module sind Richtung Süden ausgerichtet. Geplant sind insgesamt 30.984 kristalline Module, die einer Gesamtleistung von etwa 10,3 MWp entsprechen. Modulfläche 1 ist mit 8.152 Modulen, Modulfläche 2 mit 7.540, Modulfäche 3 mit 10.756 und Modulfläche 4 mit 4.536 Modulen geplant. Dabei sind die Solarmodule 4-fach horizontal aufgeständert. Abbildung 7 verdeutlicht die Modulausrichtung und Tischbelegung. Für die Modulunterkante wurde vom Auftraggeber eine Höhe von 0,6 m über dem Boden angegeben. Anhand der Anzahl der Modulreihen und des Anstellwinkels ergibt sich für die Moduloberkante eine Höhe von etwa 1,6 m. Die mittlere Modulhöhe beträgt somit 1,1 m.
Abbildung 7: Modulausrichtung und -belegung [Quelle: Auftraggeber]
3 Grundlagen der Strahlengeometrie
In diesem Abschnitt werden die Grundlagen zur Berechnung der Lichtemission erläutert.
3.1 Geometrische Reflexionssituation
Nach dem Reflexionsgesetz ist der Winkel des einfallenden Lichtstrahls bezogen auf die Flächennormale (Senkrechte, Lot zur Fläche) gleich dem Winkel des reflektierten Strahls zur Normalen ( = ).
Abbildung 8: Reflexion eines Lichtstrahls
Das Reflexionsgesetz gilt grundsätzlich bei der Reflexion von Lichtstrahlen, auch wenn die reflektierende Oberfläche nicht eben ist oder diffuses Licht einfällt. Dann gilt für jeden einzelnen Lichtstrahl am jeweiligen Auftreffpunkt auf der Oberfläche individuell das Reflexionsgesetz.
Trifft das Licht auf eine schwarze und undurchsichtige Oberfläche, so wird es (zum größten Teil) absorbiert. Es wird nur ein sehr geringer Teil des Lichts reflektiert. So erscheint ein Modul, das mit schwarzen (monokristallinen) bzw. blauen (polykristallinen) Zellen bestückt ist, als dunkle Fläche.
Abbildung 9: (a) Ideale spekulare Reflexion, (b) Reale spekulare Reflexion, (c) Ideale diffuse Reflexion Quelle: (Linz, Kunst Universität)
Die Streuung der reflektierten Strahlung ist relativ hoch, so dass eine Blendwirkung durch gerichtete (Sonnen-)Strahlung mit zunehmendem Abstand im Allgemeinen nicht als Blendung, sondern als Aufhellung („heller Fleck“) der bestrahlten Oberfläche wahrgenommen wird. Der Kernbereich eines
„Strahlbündels“ (von der Sonne kommende parallele Lichtstrahlen) ist als helle Fläche auf dem im übrigen Bereich dunklen Modul wahrzunehmen, die zu keiner Blendung führt. Verschmutzung durch Staub etc. kann zu einer zusätzlichen Streuung des reflektierten Lichtes führen.
Neben der idealen Reflexion (a) entsprechend des Brechungsgesetzes ergeben sich durch strukturierte Glasoberflächen weitere Strahlrichtungen. Dabei bildet sich nach dem Lambertzschen Gesetz ein weiterer Schwerpunkt in Richtung der Normalen, d.h. senkrecht zur Glasoberfläche aus. Im Falle von aufgeständerten PV-Anlagen ist diese Strahlrichtung nicht relevant, da in den Himmel gerichtet. (b) beschreibt die nichtideale Reflexion in Form einer Bündelaufweitung. Mit steigendem Differenzwinkel zwischen Reflexionswinkel und Richtung des Betrachters nimmt die Intensität der reflektierten Strahlung stark ab. Für die Untersuchung der Blendwirkung ist daher nur die Richtung der ideal reflektierten Strahlung relevant.
Im Rahmen der vorliegenden Analyse wird die Moduloberfläche entsprechend den Vorgaben der Licht-Leitlinie (Ministerium für Umwelt, 2012) als ideal reflektierend betrachtet.
3.2 Reflexionseigenschaften des vorgesehenen Modultyps
Zum Aufbau des Deckmaterials der PV-Module liegen keine gesonderten Informationen vor.
Typischerweise kommen bei kristallinen Modulen leicht strukturierte (matt/matt) Einscheibensicherheitsgläser als Frontabdeckung zum Einsatz.
Abbildung 10: Mikrostrukturierte (matt/matt) Oberfläche (Solarglass (matt/matt) SILK)
Abbildung 11: Streuung der gerichteten Strahlung/Sonnenstrahlung
Ziel der Module ist es, einen möglichst hohen Anteil des Sonnenlichtes zu nutzen, so dass Gläser mit möglichst hoher Transmission und niedriger Reflexion verwendet werden. Die Transmission der Solargläser liegt typischerweise bei 90 - 96%, so dass die Reflexions- und Streuungsverluste max.
10% betragen. Allerdings kommt es bei Einfallswinkeln von mehr als 50° zu höheren Reflexionen bis hin zur vollständigen Reflexion bei mehr als 88°.
3.3 Reflexion von gerichteter Strahlung an den Glasflächen der Module
Abbildung 12: Reflexion von gerichteter Reflexion an der Glasfläche des Moduls (Darstellung anhand eines Strahls)
Zur Untersuchung der Reflexionssituation an den Modulen sind demnach die geometrischen Daten von Bedeutung, die sich aus der Sonnenbahn und der Modulausrichtung ergeben. Die Lage der Modulfläche ist definiert durch die Geländeneigung und die Orientierung und Neigung der Module.
Diese geometrischen Daten werden in einem Berechnungsprogramm eingegeben und für den Standort die Sonnenstände von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang in Ein-Minutenschritten über den Modulen ermittelt. Anhand des Azimut- und Höhenwinkels der Sonne über der Modulfläche wird der Azimut- und Höhenwinkel der reflektierten gerichteten Strahlung berechnet.
Folgende Winkeldefinitionen werden verwendet:
Azimut: 0° (Norden) – 90° (Osten) – 180° (Süden) – 270° (Westen) Höhe: -90° – 0° (Horizontlinie) – 90°
Beispiele:
• Eine Reflexion in Richtung 260° bedeutet eine Reflexion in Richtung Südwesten
• Eine Reflexion aus Richtung 70° bedeutet eine Reflexion aus Richtung Nordosten
• Ein Reflexionshöhenwinkel von -2° bedeutet dabei eine Reflexion unterhalb der Horizontalen (z.B. bei an einer höher gelegenen PV-Anlage in Richtung eins tiefen liegenden Objekts
4 Methodik der Untersuchung
4.1 Bewertungsbasis
Um die betroffenen örtlich aufgelösten Bereiche bestimmen zu können und eine quantitative Aussage über die Reflexionsimmissionen zu treffen wird ein Simulationstool verwendet. Dieses soll minutengenau darstellen, ob und zu welchem Zeitpunkt schutzwürdige Räume, einer potenziellen Blendung ausgesetzt sind. Schutzwürdige Räume sind laut LAI-Richtlinie (Ministerium für Umwelt, 2012):
• Wohnräume
• Schlafräume einschließlich Übernachtungsräume in Beherbergungsstätten und Bettenräume in Krankenhäusern und Sanatorien
• Unterrichtsräume in Schulen, Hochschulen und ähnlichen Einrichtungen
• Büroräume, Praxisräume, Arbeitsräume, Schulungsräume und ähnliche Arbeitsräume
Sollte mindestens einer dieser Räume von Blendung betroffen sein, wird überprüft ob die Beeinträchtigung/Belästigung in einem übermäßigen Maße stattfindet. Derzeit gibt es dafür in Deutschland keine gesetzlichen Regelungen, bzw. Grenzwerte. Allerdings leitet die LAI-Richtlinie (Ministerium für Umwelt, 2012) Bewertungsgrößen aus einem Hinweispapier für Windenergieanlagen (Immisionsschutz, 2002) ab. Die LAI-Richtlinie definiert diese Bewertungsgrößen wie folgt:
„[Gegenwärtig wird davon ausgegangen, dass…] eine erhebliche Belästigung im Sinne des BImSchG durch die maximal mögliche astronomische Blenddauer unter Berücksichtigung aller umliegenden Photovoltaikanlagen vorliegt, wenn diese mindestens 30 Minuten am Tag oder 30 Stunden pro Kalenderjahr beträgt.“ (Ministerium für Umwelt, 2012)
Liegt die Blenddauer unterhalb dieser Grenzwerte ist die Belästigung allgemein hinnehmbar.
Auch der Österreichische Verband für Elektrotechnik veröffentlichte im November 2016 eine Richtlinie mit identischen Richtwerten für die Ermittlung von durch Blendung verursachte Belästigung (OVE, Österreichischer Verband für Elektrotechnik, 2016).
Zusätzlich zu den schutzwürdigen Räumen muss überprüft werden, ob die auftretende Blendung die Sicherheit von folgenden Bereichen gefährdet:
• Straßenverkehr
• Schienenverkehr
• Schifffahrtsverkehr
• Verkehrssicherheit (Luft)
Tritt in einem dieser Arbeitsbereiche Blendung auf, kann selbst eine kurzzeitige Blendung schwerwiegend Folgen haben (OVE, Österreichischer Verband für Elektrotechnik). Es sollte deshalb beim Auftreten von Blendung im Verkehrsbereich mit der Behörde und den Beteiligten eine
Risikoanalyse zur Gefährdungsbeurteilung vorgenommen werden, um ggf. Blendschutzmaßnahmen vorzunehmen.
4.2 Simulationstool und Modellierung
Das verwendete Simulationstool berechnet aus den lokalen Sonnenständen die Einfallswinkel auf die Module, bzw. Modulreihen. Aus den in Kapitel 3 dargestellten Grundlagen ergibt sich zu jedem Einfallswinkel ein Ausfallswinkel und somit zu jedem einfallenden Sonnenstrahl ein ausfallender Reflexionsstrahl. Berücksichtig wird nur die ideale Reflexion. Durch die relative Lage im Raum von PV-Modul zur untersuchende Fläche/Position kann geprüft werden, ob der reflektierte Sonnenstrahl eine Beeinträchtigung von schutzwürdigen Räumen oder eine Gefährdung der Verkehrssicherheit zur Folge hat. Die Auflösung der Simulation ist minütlich und erfolgt für ein Kalenderjahr.
Bei der Modellierung der Problemstellung werden folgend Vereinfachungen getroffen und begründet.
Die räumliche Ausdehnung der Sonne wird nicht berücksichtigt. Ferner wird sie als punktförmiger Himmelskörper betrachtet. Aufgrund der großen Entfernung der Sonne sind die Änderungen der Einfallswinkel, aufgrund der räumlichen Ausdehnung der Sonne und der im Verhältnis kleinen untersuchten Fläche, sehr klein. Ein Berücksichtigen würde im Ergebnis keine nennenswerten Veränderungen zur Folge haben.
Die Modulflächen sind ideal verspiegelt. Das bedeutet zum einen, dass der Einfallswinkel gleich dem Ausfallswinkel ist und auch die Intensität keine Verluste durch die Spiegelung erfährt. Vielmehr wird angenommen, dass die auf das Modul auftreffende Strahlungsintensität immer hoch genug für eine Blendung am Immissionsort ist. Somit wird der Modultyp unabhängig von der maximal möglichen Lichtimmission angenommen. Zu diesem Schluss kommt auch die TU Ilmenau. Aus einem Papier von Christoph Schierz heißt es:
“Die Leuchtdichte der Sonne ist abhängig von der Sonnenhöhe, für mittlere Sonnenhöhen werden 1 Mia cd/m² [!] angenommen. Für einen längeren direkten Blick in eine Lichtquelle sind aber nur Leuchtdichten zwischen 4000 cd/m² und 10‘000 cd/m² gerade noch erträglich. Das heißt, der Reflexionsgrad eines PV-Elements müsste zwischen 0,0004% und 0,001% liegen. Die üblichen Reflexionsgrade für direkte Reflexion liegen aber derzeit zwischen 3% bis 10%, und sie nehmen mit größerem Einfallswinkel zu, ab 60° sogar deutlich /8/,/9/ [ (Sjerps-Koomen E.A., 1996), (Yamada T.)].
Entspiegelungsmaßnahmen mögen den Wert auf 1 % reduzieren. Es ist also mit Leuchtdichten zwischen 10 Mio cd/m² und 100 Mio cd/m² rechnen, was deutlich über den Grenzen zu Absolutblendung von 10‘000 cd/m² bis 1,6 Mio cd/m² liegt /7/[ (Reichenbach H.-D.)].“ (Schierz, 2012) Die Blendwirkung wird unabhängig vom Bedeckungsgrad berechnet. Somit ergeben sich die
4.3 Simulationsausgabe
Ergeben sich aus der Simulation Zeiten mit Blendung erfolgt schließlich eine Aussage zur max. Dauer, Datum und Uhrzeit (Mitteleuropäische Normalzeit – MEZ, UTC+1) der Blendwirkung in Form eines Blendintervalls. Die Betroffenheit innerhalb des ermittelten Blendintervalls ist dabei jedoch keineswegs kontinuierlich. Sie beschreiben vielmehr die Grenzen des frühest- bzw. spätestmöglichen Auftretens von Minuten mit einer potentiellen Blendwirkung. Außerhalb der ermittelten Intervalle kann daher von Blendfreiheit auf Basis des Reflexionsgesetzes und des astronomischen Sonnenstandes ausgegangen werden.
5 Analyse und Quantifizierung der Einflüsse durch Reflexion
Im Folgenden wird anhand der geometrischen Zusammenhänge und den vorliegenden Unterlagen der Emission- und Immissionsorte und -flächen hergeleitet, welche Bereiche hochaufgelöst simuliert werden müssen und wie die Ergebnisse zu interpretieren und ggf. zu bewerten sind.
Abbildung 13: Reflexionseigenschaften typischer Abdeckgläser (Quelle: (Yamada T.))
Zusätzlich zur geometrischen Berechnung der Strahlen wird die Intensität am Immissionspunkt bzw. - Strecke ermittelt. Da keine weiteren Eigenschaften bekannt sind, wird ein „normales“ Abdeckglas (smooth glas without anti-reflective coating) herangezogen, siehe Abbildung 13. Daraus ergibt sich eine Einteilung in „green glare“ und „yellow glare“. Ersteres hat ein schwaches Potential Nachbilder zu erzeugen und zweiteres ein hohes Potential. Es ist davon auszugehen, dass, unter den Annahmen aus Kapitel 4.2, beide Kategorien vom Menschen wahrgenommen werden, yellow glare allerdings mit hoher Wahrscheinlichkeit Nachbilder erzeugt und damit mindestens kurzzeitig das Sehvermögen herabsetzt. Wie sehr eine Person durch green glare beeinflusst wird, hängt u.a. von sehr individuellen physiologischen Eigenschaften der betroffenen Person ab und kann damit nicht vollständig bewertet werden.
5.1 Bewertung der PV-Flächen
Nachfolgend werden die einzelnen PV-Flächen hinsichtlich der Möglichkeit vom Auftreten potenzieller Reflexionen auf den Straßenverkehr innerhalb des Sichtbereichs von Fahrzeugführenden bewertet.
Auf dieser Grundlage wird entschieden, für welche PV-Felder einer Simulation durchgeführt wird.
PV-Feld 1:
Durch den Erdwall zwischen der Autobahn und dem PV-Feld wird die Sichtachse der Fahrzeugführenden auf der gesamten Länge im relevanten Sichtbereich von ± 30° auf PV-Feld 1 unterbrochen. Somit kann PV-Feld 1 bereits qualitativ ausgeschlossen werden.
PV-Feld 2:
Im Bereich des Parkplatzes sowie im weiteren Verlauf bis zum Beginn des Erdwalls kann PV-Feld 2 im relevanten Sichtbereich eingesehen werden. Eine quantitative Überprüfung (Simulation) ist somit nötig.
PV-Feld 3:
Im Bereich des Parkplatzes sowie im weiteren Verlauf bis zum Beginn des Erdwalls kann PV-Feld 3 im relevanten Sichtbereich eingesehen werden. Eine quantitative Überprüfung (Simulation) ist somit nötig.
PV-Feld 4:
Im Bereich des Parkplatzes sowie im weiteren Verlauf bis zum Beginn des Erdwalls kann PV-Feld 4 im relevanten Sichtbereich eingesehen werden. Eine quantitative Überprüfung (Simulation) ist somit nötig.
5.2 Angrenzende Straßen: BAB4 und Zu- und Abfahrtswege
Für die Simulation wurden die Eingabedaten der PV-Felder 2 - 4 mit Koordinaten und der Höhe über Normalhöhennull ermittelt. Diese sind aus Tabelle 1 zu entnehmen
Punkt
Latitude
(deg) Longitude (deg) Höhe ü.NN
Mittlere Modulhöhe
Höhe ü.NN gesamt PV-Feld 2 1 51,04044038 13,33262849 277,7 1,1 278,8 PV-Feld 2 2 51,04060903 13,33178628 280,1 1,1 281,2 PV-Feld 2 3 51,04243295 13,33437145 276,9 1,1 278 PV-Feld 2 4 51,04209229 13,33523512 274,7 1,1 275,8 PV-Feld 2 5 51,04038559 13,33278894 277 1,1 278,1
PV-Feld 3 1 51,0391687 13,32860763 291,6 1,1 292,7 PV-Feld 3 2 51,04043863 13,33146951 280,6 1,1 281,7 PV-Feld 3 3 51,0402666 13,33241365 277,7 1,1 278,8 PV-Feld 3 4 51,03809218 13,3278451 293,9 1,1 295
PV-Feld 4 1 51,03748841 13,32220351 288 1,1 289,1 PV-Feld 4 2 51,0377414 13,32354461 287,4 1,1 288,5 PV-Feld 4 3 51,03773466 13,3240596 288,8 1,1 289,9 PV-Feld 4 4 51,03685424 13,32400059 285,4 1,1 286,5 PV-Feld 4 5 51,03671931 13,32190847 285,4 1,1 286,5
Tabelle 1: Eingabedaten der PV-FelderIn Abbildung 2 ist die Verortung der Bundesautobahn A4 und der Zu- und Abfahrtswege dargestellt.
Punkt
Latitude (deg)
Longitude
(deg) Elevation
Height Above Ground
Total Elevation BAB4 1 51,03720249 13,31523898 252,5 3 255,5 BAB4 2 51,03752632 13,31854346 276,1 3 279,1 BAB4 3 51,03786364 13,32208397 288,9 3 291,9 BAB4 4 51,03838986 13,32489493 290,5 3 293,5
BAB4 5 51,0392129 13,32757714 290,9 3 293,9
BAB4 6 51,03995497 13,32944395 288,9 3 291,9
BAB4 7 51,04083195 13,33107474 285,7 3 288,7
BAB4 8 51,04205969 13,33300593 282,6 3 285,6
BAB4 9 51,04353024 13,33485129 281,4 3 284,4
BAB4 10 51,0447714 13,33631041 282,2 3 285,2
Abfahrt 1 1 51,0380278 13,32376304 289,5 3 292,5 Abfahrt 1 2 51,03797721 13,32436117 290,7 3 293,7 Abfahrt 1 3 51,03788276 13,32523825 291,7 3 294,7 Abfahrt 1 4 51,03853715 13,32751813 292,2 3 295,2 Abfahrt 1 5 51,03929947 13,3283067 291 3 294
Abfahrt 2 1 51,03969715 13,32816173 289,8 3 292,8 Abfahrt 2 2 51,03964319 13,32767893 289,9 3 292,9 Abfahrt 2 3 51,03968704 13,3267026 290,1 3 293,1 Abfahrt 2 4 51,03909 13,32446564 290,2 3 293,2 Abfahrt 2 5 51,03878642 13,32412232 288,9 3 291,9 Abfahrt 2 6 51,03843899 13,32379509 289,3 3 292,3
Tabelle 2: Eingabedaten der Routen
Die Simulation berechnet sich anhand der angegebenen Eingabedaten.
5.2.1 Ergebnisse
Die Simulation ergab folgende aufsummierte Blendintervalle für ein Kalenderjahr. Die Werte beziehen sich dabei auf die PV-Felder 2-3. Das PV-Feld 4 stellt für alle betrachteten Immissionspunkte keine Gefährdung durch Reflexion dar und muss somit nicht berücksichtigt werden. Tabelle 3 stellt die Ergebnisse der von den PV-Feldern ausgehenden Blendminuten dar. Dabei ist die Tabelle in Annual Green Glare und Annual Yellow Glare in Minuten aufgeteilt. PV-Feld 2 wirkt sich mit 3395 Minuten
„Yellow Glare“ auf die Straßen aus und PV-Feld 3 mit 4648 Minuten.
Immissionspunkt Annual Green Glare (min)
Annual Yellow Glare (min)
Modulneigung1
PV-Feld 2 0 3395 15°
PV-Feld 3 0 4648 15°
PV-Feld 4 0 0 15°
Tabelle 3: Blendung (in Minuten) ausgehend von den PV-Feldern
Tabelle 4 verdeutlicht die Blendung aufgteilt in Green Glare und Yellow Glare auf die jeweiligen Untersuchungslinien. Die BAB4 ist potenziell von 8043 Minuten Blendung betroffen während die Abfahrt 1 mit 585 Minuten betroffen ist. Green glare ist vernachlässigbar bei allen Straßen. Abfahrt 1 ist die Autobahnauf- und abfahrt, die südlich der BAB4 liegt und deshalb stärker betroffen ist.
1 Quelle: Auftraggeber
Straßen Annual Green Glare (min)
Annual Yellow Glare (min)
BAB4 10 8043
Abfahrt 1 0 585
Abfahrt 2 0 0
Tabelle 4: Blendung (in Minuten) auf die BAB4 und Abfahrt 1&2
In der Betrachtung des Annual Yellow Glare überschreiten die untersuchten Straßenabschnitte BAB4 und Abfahrt 1 den Grenzwert. Der Grenzwert liegt nach LAI bei 0 Minuten pro Kalenderjahr im Straßenverkehr.
Abbildung 14 verdeutlicht die jährliche potenzielle Blendung ausgehend von PV-Feld 2. Die Blendintervalle können insbesondere von März bis Oktober auftreten zwischen 05:00 und 07:30.
Abbildung 14: Jährlich potenziell auftretende Blendreflexionen (in Min.) ausgehend von PV-Feld 2
Abbildung 15 verdeutlicht die jährliche potenzielle Blendung ausgehend von PV-Feld 3. Die Blendintervalle können insbesondere von März bis Oktober zwischen 05:30 und 07:30 auftreten.
Abbildung 15: Jährlich potenziell auftretende Blendreflexionen (in Min.) ausgehend von PV-Feld 3
6 Auswertung
Aus dem vorhabenbezogenen Bebauungsplan ist folgendes entnehmen:
„Der Höhenunterschied zur Autobahntrasse variiert stark, außerdem befindet sich über weite Strecken eine gegrünte über 5 m hohe Böschung zwischen der Autobahn und dem in diesem Bereich fast niveaugleichen Geltungsbereich.“ [Ebenfalls sieht der Bebauungsplan unter Punkt 5 vor: „Vor Inbetriebnahme der Anlage ist der Straßenbauverwaltung ein aktuelles Blendgutachten vorzulegen, aus welchem u.a. hervorzugehen hat, dass durch den Anlagenbetrieb keine negativen Einflüsse auf die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs der Bundesautobahn A4 zu befürchten sind.“
[Vorhabenbezogener Bebauungsplan „Solarpark Hirschfeld, südlich der A4; vom 24.02.2020; Quelle:
https://buergerbeteiligung.sachsen.de/portal/download/datei/1339548_0/BP+Solarpark+Hirschfeld_02 _2020_Begr%C3%BCndung.pdf; letzter Zugriff: 08.10.2020]
Aufgrund der Ausrichtung der Anlage in südliche Richtung mit einer Modulneigung von ca. 15° ist eine Blendwirkung auf die Autofahrer der parallel verlaufenden Bundesautobahn A4 nach unseren Ergebnissen der Simulationen ohne weitere Maßnahmen nicht auszuschließen. PV-Feld 4 verursacht aufgrund der Position zu der BAB4 keine Blendung. PV-Felder 2 und 3 verursachen Blendreflexionen auf die BAB4 in Fahrtrichtung Nord-Ost.
Der Höhenunterschied wird in der Simulation berücksichtigt. Bewuchs o.Ä. auf der Böschung zwischen der Autobahn und der landwirtschaftlichen Nutzfläche wie es im Bebauungsplan beschrieben ist wird allerdings nicht in der Simulation berücksichtigt.
Wie in Abbildung 16 dargestellt, erstreckt sich der durch PV-Feld 2 und 3 verursachte potenzielle Blendbereich vom Parkplatz bis zum Erdwall. Vor dem Parkplatz kann die PV-Anlage aufgrund der Höhenunterschiede zwischen Fahrbahn und PV-Feld nicht eingesehen werden. Auf Höhe des Erdwalls bzw. kurz davor verschwindet die PV-Anlage aus dem Sichtbereich der Fahrzeugführenden.
Um im betroffenen Bereich eine Gefährdung des Straßenverkehrs auszuschließen sind weitere Maßnahmen notwendig, die im nachfolgenden Kapitel beschrieben werden.
Abbildung 16: Übersicht Auswertung. Orange markiert Bereiche mit potenzieller Blendung; Grün markiert Erdwall; Rot markiert Ende Sichtbereich (Quelle: Google Earth)
7 Sichtschutzmaßnahmen
Um die in Kapitel 6 dargestellten Streckenabschnitte von einer Gefährdung auszuschließen, sind Sichtschutzmaßnahmen nötig. Laut Bebauungsplan ist eine blickdichte Einfriedung der PV-Fläche möglich, wenn es den nötigen Sichtschutzmaßnahmen dient.
Abbildung 17: Lage der Sichtschutzmaßnahmen (gelb markiert) (Quelle: Google Earth)
Es wird daher empfohlen, in den in Abbildung 17 markierten Bereichen eine blickdichte Einfriedung mit einer Höhe von 2,5 m vorzusehen. Dies betrifft die gesamte nördliche, sowie einen Abschnitt der westlichen Seite des PV-Feldes 3. An der westlichen Seite ist ein blickdichter Zaun über eine Gesamtlänge von etwa 100 m, ausgehend vom nordwestlichen Eckpunkt der PV-Fläche, nötig. Im weiteren Verlauf dient hier wiederum ein Erdwall als ausreichender Sichtschutz. Da die PV-Flächen, wie in Abbildung 18 zu sehen, in Blickrichtung abschüssig verlaufen, wird durch diese Maßnahme die Sichtverbindung zwischen den Fahrzeugführenden und der PV-Anlage vollständig unterbrochen.
Abbildung 18: Höhenlinien im Bereich des PV-Feldes 2 und 3. Blauer Pfeil: Blickrichtung ca. 30°
nach rechts (Quelle: Geoportal Sachsenatlas)
Somit kann durch diese Maßnahme eine Gefährdung des Straßenverkehrs durch Reflexionen des Sonnenlichts an den Modulen der PV-Anlage, insbesondere der PV-Felder 2 und 3, ausgeschlossen werden.
8 Fazit
Abschließend kommt das Fachgutachten zu dem Schluss, dass eine Blendwirkung durch die geplante PV-Freiflächenanlage auf die angrenzenden Straßen (BAB4 sowie zu und Abfahrtswege eines Rastplatzes) bei Einhaltung der geforderten Sichtschutzmaßnahmen ausgeschlossen werden kann.
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