Sitzungsvorlage (Anl. A,1.1 194-2017)

Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 2 von 32 Urheber- und Nutzungsrecht: Urheber des Gutachtens ist die Fluid & Energy Engineering GmbH & Co. KG. Der Auftraggeber erwirbt ein einfaches Nutzungsrecht entsprechend dem Gesetz über Urheberrecht und verwandte Schutzrechte (UrhG). Das Nutzungsrecht kann nur mit Zustimmung des Urhebers übertragen werden. Veröffentlichung und Bereitstellung zum uneingeschränkten Download in elektronischen Medien sind verboten, soweit nicht ausdrücklich gestattet. 0 Kurzdarstellung des Ergebnisses WEA am Standort Linnich-Boslar (Nordrhein-Westfalen) WEA lfd. Nr. Geplante und benachbarte WEA 1-5 Betrachtete WEA 1-5 Getroffene Aussagen zu den betrachteten WEA WEA lfd. Nr. Die Standorteignung folgender WEA ist durch den Vergleich mit den Windbedingungen der Auslegung nachgewiesen. 3, 5 Die Standorteignung folgender WEA ist unter Berücksichtigung der entsprechenden Betriebsbeschränkungen durch den Vergleich mit den Windbedingungen der Auslegung nachgewiesen. 1, 2, 4 Tabelle 0.1: Kurzdarstellung des Ergebnisses. Alle Benennungen von Windenergieanlagen (WEA) im Dokument beziehen sich auf die Nomenklatur von Spalte 2 (Lfd. Nr.) in Tabelle 3.1.1. Eine ausführliche Erläuterung der Ergebnisse erfolgt ab Kapitel 5. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 3 von 32 Inhaltsverzeichnis 0 Kurzdarstellung des Ergebnisses...................................................................................................2 1 Aufgabenstellung.............................................................................................................................4 2 Grundlagen.......................................................................................................................................5 2.1 Nachweis durch Vergleich der Windbedingungen...............................................................................7 2.2 Nachweis durch Vergleich der Lasten...................................................................................................11 2.3 Auslegungswerte......................................................................................................................................12 2.3.1 Turbulenzintensität..........................................................................................................................12 2.3.2 Windgeschwindigkeit......................................................................................................................12 2.3.3 Weitere Windbedingungen.............................................................................................................13 2.4 Gültigkeit der Ergebnisse........................................................................................................................13 3 Eingangsdaten................................................................................................................................15 3.1 Windparkkonfiguration...........................................................................................................................15 3.2 Auslegungswerte......................................................................................................................................16 3.3 Winddaten am Standort...........................................................................................................................17 3.4 Sektorielle Betriebsbeschränkungen......................................................................................................18 4 Bestimmung der Standortbedingungen......................................................................................18 4.1 Standortbesichtigung...............................................................................................................................18 4.2 Orografie....................................................................................................................................................19 4.3 Turbulenzintensität...................................................................................................................................20 4.3.1 Umgebungsturbulenzintensität.....................................................................................................20 4.3.2 Effektive Turbulenzintensität.........................................................................................................22 4.4 10-min-Mittelwert der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren...................................................................................................................................................26 4.5 Weitere Windbedingungen für das vereinfachte Verfahren gemäß DIBt 2012................................26 4.5.1 Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit............................................................................................26 4.6 Weitere Windbedingungen für das Verfahren gemäß DIN EN 61400-1...........................................26 5 Nachweis der Standorteignung...................................................................................................27 5.1 Vergleich der Windbedingungen...........................................................................................................27 5.1.1 Turbulenzintensität..........................................................................................................................27 5.1.2 10-min-Mittelwert der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren........................................................................................................28 5.1.3 Weitere nachzuweisende Windbedingungen für das vereinfachte Verfahren gemäß DIBt 2012..............................................................................................................................................................29 5.1.4 Weitere nachzuweisende Windbedingungen für das Verfahren gemäß DIN EN 61400-1. . .29 5.2 Nachweis der Standorteignung durch einen Vergleich der Lasten...................................................29 6 Zusammenfassung........................................................................................................................30 7 Formelzeichen und Abkürzungen...............................................................................................30 8 Literaturangaben...........................................................................................................................31 Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 4 von 32 1 Aufgabenstellung Die Fluid & Energy Engineering GmbH & Co. KG ist beauftragt worden, Windenergieanlagen (WEA) hinsichtlich ihrer Standorteignung gemäß Kapitel 16 (Standorteignung von Windenergieanlagen) der DIBt-Richtlinie für Windenergieanlagen von 2012 /17/ zu betrachten und zu bewerten. Voraussetzung für einen Nachweis der Standorteignung ist gemäß /17/ das Vorliegen einer gültigen Typenprüfung bzw. Einzelprüfung für die WEA. Im Folgenden ist die Möglichkeit der Einzelprüfung stets eingeschlossen, wenn von Typenprüfung gesprochen wird, auch wenn dies nicht explizit erwähnt wird. Der Nachweis der Standorteignung der WEA erfolgt entweder durch einen Vergleich der am Standort herrschenden Windbedingungen mit den Windbedingungen, die der Typenprüfung zugrunde liegen, oder durch einen Vergleich der standortspezifischen Lasten mit den Lasten, die der Typenprüfung zugrunde liegen (siehe auch Kapitel 2). Die Windbedingungen sind in den jeweiligen DIBt-Richtlinien /12, 13, 17/ festgelegt und Bestandteil der Typenprüfung einer WEA. Auf Basis dieser Windbedingungen und der daraus resultierenden Lasten garantiert eine Typenprüfung nach /12, 13, 17/ den Betrieb einer WEA für eine Laufzeit von 20 Jahren. Aufgrund fehlender Kriterien für einen Immissionsgrenzwert für die durch NachbarWEA erhöhte Turbulenzbelastung einer WEA können ersatzweise die Kriterien der Standorteignung für eine Turbulenzimmissionsprognose im Rahmen eines BImSchGAntrages herangezogen werden. Es wird dabei davon ausgegangen, dass die Reduktion der Lebenszeit und der zusätzliche Verschleiß der WEA zumutbar sind, solange die Standorteignung hinsichtlich der Auslegungswerte der Turbulenzintensität oder hinsichtlich der Auslegungslasten gewährleistet bleibt. Das vorliegende Gutachten zur Standorteignung ist daher gleichzeitig eine Turbulenz-Immissionsprognose im Sinne des BImSchG. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 5 von 32 2 Grundlagen WEA sind Umweltbedingungen und elektrischen Einflüssen ausgesetzt, die Belastung, Haltbarkeit und den Betrieb beeinträchtigten können. Die Umweltbedingungen werden in Wind- und andere Umweltbedingungen unterteilt. Für die Integrität der Konstruktion sind die Windbedingungen die primär zu berücksichtigenden Einflussfaktoren. Der Nachweis der Standsicherheit von Turm und Gründung einer WEA wird in Form einer Typenprüfung nach der jeweils gültigen DIBt-Richtlinie /12, 13, 17/ geführt. Hierzu definieren die Richtlinien Windzonen in Abhängigkeit von Windgeschwindigkeit und Turbulenzparametern, welche die meisten Anwendungsfälle erfassen sollen, jedoch keinen spezifischen Standort exakt abbilden. Auf Basis der Windbedingungen der Windzone werden anschließend die Lasten der WEA durch den Hersteller ermittelt. Das vom Hersteller verwendete Modell zur Berechnung der Lasten und die Berechnungsergebnisse werden durch unabhängige Berechnungen im Rahmen der Typenprüfung durch eine akkreditierte Stelle geprüft und bestätigt. Im konkreten Einzelfall der Errichtung einer WEA ist die Anwendbarkeit der Typenprüfung nachzuweisen. Dies kann auf zwei Wegen geschehen. Zum einen durch einen Vergleich der standortspezifischen Windbedingungen mit den Windbedingungen der Typenprüfung oder zum anderen durch einen Vergleich der standortspezifischen Lasten mit den Lasten der Typenprüfung. Im zweiten Fall dienen die standortspezifischen Windbedingungen als Eingangswerte für die Ermittlung der standortspezifischen Lasten. Das bedeutet insbesondere, dass kein neuer Standsicherheitsnachweis für Turm und Gründung geführt wird, sondern dass jeweils die Randbedingungen der Typenprüfung, also des bestehenden Standsicherheitsnachweises, überprüft werden. Abbildung 2.1 gibt einen Überblick über das Prüfverfahren. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Abbildung 2.1: Schematische Darstellung des Prüfverfahrens. Seite 6 von 32 Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 7 von 32 2.1 Nachweis durch Vergleich der Windbedingungen Gemäß /7/ sind für neu geplante WEA folgende Windbedingungen für den Standort nachzuweisen: • 10-min-Mittelwert der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren v50, • Windgeschwindigkeitsverteilung im Bereich von 0.2 - 0.4vref, • Turbulenzintensität für Windgeschwindigkeiten von 0.2 - 0.4vref, • Höhenexponent α des vertikalen Windgeschwindigkeitsprofils, • mittlere Neigung der Anströmung, • mittlere Luftdichte ρ am Standort für Windgeschwindigkeiten ≥ vr. Alternativ hierzu kann nach /17/ ein vereinfachtes Verfahren angewendet werden, wenn der Standort der geplanten WEA nicht orografisch komplex gemäß der Definition in /7, 8/ ist. Nach dem vereinfachten Verfahren sind folgende Windbedingungen am Standort nachzuweisen: • mittlere Jahreswindgeschwindigkeit auf Nabenhöhe, • Turbulenzintensität für Windgeschwindigkeiten von 0.2 - 0.4vref, • 10-min-Mittelwert der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren v50 (nur wenn die Windzone der Typenprüfung nicht die Windzone des Standortes abdeckt). Den Ermittlungen der Standortbedingungen ist nach /17/ eine Standortbesichtigung zugrunde zu legen. Für bestehende WEA, die nach den DIBt-Richtlinien von 1995 bzw. 2004 /12, 13/ errichtet wurden, darf der Nachweis der Standorteignung weiterhin nach dem in der DIBt-Richtlinie von 2004 /12/ genannten Verfahren erfolgen. Der nachzuweisenden Turbulenzintensität kommt insofern eine besondere Bedeutung zu, da die Turbulenzintensität die einzige Windbedingung ist, über die eine Bewertung des Einflusses der WEA untereinander erfolgt. Dieser Einfluss ist nach DIBt-Richtlinie für Windenergieanlagen von 2012 /17/ zu berücksichtigen, wenn der auf den Rotordurchmesser D der jeweils größeren WEA bezogene Abstand zwischen zwei WEA für typische küstennahe Standorte kleiner gleich fünf und für typische Binnenstandorte kleiner gleich acht Rotordurchmesser beträgt /17/. Für größere Abstände braucht eine Beeinflussung der WEA untereinander nicht betrachtet zu werden. Im Folgenden wird dabei konservativ immer der Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 8 von 32 größere Einflussbereich von 8D zugrunde gelegt. Hieraus folgen unmittelbar die benachbarten WEA, für die eine Standorteignung im Rahmen des betrachteten Zubaus der geplanten WEA erneut nachzuweisen ist. Da es einen Einfluss der geplanten WEA auf diese benachbarten WEA nur in Form einer Erhöhung der Turbulenzintensität gibt, ist für benachbarte WEA unabhängig von der anzuwendenden DIBt-Richtlinie auch nur diese Windbedingung erneut zu überprüfen. Abbildung 2.1.1 gibt einen Überblick über die jeweils nachzuweisenden Windbedingungen. Liegt eine der oben aufgeführten für den Nachweis der Standorteignung erforderlichen Windbedingungen oberhalb des entsprechenden Auslegungswertes, der bei der jeweiligen Typenprüfung der WEA zugrunde gelegt wurde, ist ein Nachweis der Standorteignung der WEA durch einen Vergleich der Windbedingungen nicht möglich. In /5/ ist ein Verfahren beschrieben, um den Einfluss mehrerer, verschieden weit entfernter WEA unter Berücksichtigung der Häufigkeit der Nachlaufsituationen zu bewerten. Die Bewertung erfolgt mit Hilfe einer effektiven Turbulenzintensität. Die effektive Turbulenzintensität ist eine Ersatzgröße, welche über die gesamte Lebensdauer der WEA anzusetzen ist. Sie gewichtet die Belastung durch die Umgebungsturbulenzintensität und die zusätzlich durch die Nachlaufsituation induzierte Belastung. Das Verfahren wird sowohl im internationalen Regelwerk als auch in der DIBt-Richtlinie für Windenergieanlagen von 2012 /17/ empfohlen. Eine zusätzliche Belastung besteht nach diesem Berechnungsverfahren nicht mehr, wenn der Abstand zur benachbarten WEA mehr als zehn Rotordurchmesser beträgt. Da dieses Berechnungsverfahren im Folgenden Anwendung findet, wird bei der Berechnung der effektiven Turbulenzintensität einer WEA daher der Einfluss aller benachbarten WEA berücksichtigt, die bis zu 10D (bezogen auf ihren jeweiligen Rotordurchmesser) entfernt stehen. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 9 von 32 Abbildung 2.1.1: Nachweis durch Vergleich der Windbedingungen gemäß /17/. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 10 von 32 Gegenüber der in /17/ dargestellten Form des Berechnungsverfahrens verwenden wir das Verfahren mit zwei Modifikationen, welche im Folgenden erläutert werden. Das in /17/ eingesetzte Modell für die zusätzlich im Nachlauf produzierte Turbulenzintensität ist abhängig vom Schubbeiwert cT der WEA. Hier verwenden wir für die Modellierung der zusätzlich im Nachlauf produzierten Turbulenzintensität ein aufwändigeres Modell nach /2/, in das neben dem Schubbeiwert c T der WEA auch die Schnelllaufzahl der WEA und die Umgebungsturbulenzintensität als Parameter eingehen. Ist es möglich eine WEA leistungsreduziert oder in einem veränderten Betriebsmodus zu betreiben, verwenden wir die zur jeweiligen Nennleistung bzw. dem Betriebsmodus gehörenden oder abdeckende Parameter. Sowohl in /5/ als auch im internationalen Regelwerk /7/ ist weiterhin ein Modell zur Bestimmung der zusätzlich im Nachlauf produzierten Turbulenzintensität angegeben, das ganz ohne anlagenspezifische Parameter auskommt. Hier wird ein generalisierter, konservativer Verlauf der Schubbeiwerte zugrunde gelegt /5/. Dieses Modell wird von uns verwendet, wenn für eine WEA die anlagenspezifischen Parameter nicht vorliegen oder diese einen Verlauf zeigen, der deutlich von denen der WEA abweicht, die der ursprünglichen Validierung zugrunde lagen. Die zweite Modifikation betrifft die Häufigkeit der jeweiligen Nachlaufsituation, die nach /17/ mit 6% angenommen werden kann. Dieser konstanten Häufigkeit liegt die Annahme eines voll ausgebildeten Nachlaufs (far wake) zugrunde, der sich typischerweise drei bis fünf Rotordurchmesser hinter der WEA einstellt. Um auch für geringe Anlagenabstände konservative Werte zu erhalten, wird die Häufigkeit der jeweiligen Nachlaufsituation von uns davon abweichend auf Basis der realen geometrischen Verhältnisse im Windpark und unter Berücksichtigung der Häufigkeitsverteilung der Windrichtungen berechnet. Zusätzliche Sicherheit für den Nahbereich entsteht durch die Annahme, dass der Nachlauf der WEA von Anfang an eine deutlich größere Ausdehnung als der Rotor aufweist. Die Ausdehnung des Nachlaufs wird auch in vertikaler Richtung berücksichtigt, so dass bei ausreichendem Höhenunterschied kein Einfluss des Nachlaufs auf die deutlich niedrigere bzw. höhere WEA mehr besteht. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 11 von 32 2.2 Nachweis durch Vergleich der Lasten Die entsprechend dem in Kapitel 2.1 beschriebenen Verfahren ermittelten Windbedingungen können als Eingangsparameter für einen standortspezifischen Nachweis durch einen Vergleich der Lasten verwendet werden. Im Falle eines Windparks mit entsprechendem Einfluss von benachbarten WEA sind nach /7/ sowohl die Betriebs- als auch die Extremlasten nachzuweisen. Für die Betriebslasten sind gemäß /7, 8/ hierzu der Auslegungslastfall DLC 1.2 unter Berücksichtigung der effektiven Turbulenzintensität und für die Extremlasten die Auslegungslastfälle DLC 1.1 oder 1.3 sowie der DLC 1.5 nachzurechnen. Alternativ hierzu kann nach /17/ ein vereinfachtes Verfahren angewendet werden, wenn der Standort der geplanten WEA nicht orografisch komplex gemäß der Definition in /7, 8/ ist. Nach dem vereinfachten Verfahren sind folgende Lasten am Standort zu ermitteln: • • Betriebslasten, wenn die mittlere Turbulenzintensität überschritten sind. Windgeschwindigkeit oder die Extremlasten, wenn der 10-min-Mittelwert der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren vref überschritten ist. Bei Anlagenabständen unterhalb von etwa 2.5 Rotordurchmessern sollten die ermittelten effektiven Turbulenzintensitäten nicht mehr als Eingangsparameter für Lastrechnungen verwendet werden. Eine solche standortspezifische, detaillierte Lastberechnung ist im Vergleich zu dem in Kapitel 2.1 dargestellten Nachweis durch einen Vergleich der Windbedingungen sehr aufwändig. Sie kann in der Regel nur vom jeweiligen Hersteller durchgeführt werden. Diese standortspezifischen Lasten können mit den entsprechenden Auslegungslasten der Typenprüfung verglichen werden. Liegen die standortspezifischen Lasten unterhalb bzw. auf dem Niveau der Auslegungslasten, die bei der jeweiligen Typenprüfung der WEA zugrunde gelegt wurden, ist die Standorteignung der WEA gegeben. Liegen die standortspezifischen Lasten oberhalb der Auslegungslasten, die bei der jeweiligen Typenprüfung der WEA zugrunde gelegt wurden, ist ein Nachweis der Standorteignung der WEA durch einen Vergleich der Lasten nicht möglich. In diesem Fall kann die Typenprüfung der WEA für den Standort nicht angewendet werden und ein Einzelnachweis durch den Hersteller ist erforderlich. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 12 von 32 2.3 Auslegungswerte 2.3.1 Turbulenzintensität Die Auslegungswerte der Turbulenzintensität sind in den DIBt-Richtlinien von 1995 und 2004 unabhängig von der Windzone wie folgt definiert: DIBt-Richtlinie 1993 /13/ 2004 /12/ Auslegungswert für alle Windzonen 0.2 (20%) Turbulenzkategorie A nach DIN EN 61400-1 /6/ Tabelle 2.3.1.1: Auslegungswerte der Turbulenzintensität für alle Windzonen. In der DIBt-Richtlinie für Windenergieanlagen von 2012 /17/ wird die Turbulenzkategorie A nach DIN EN 61400-1:2006 /7/ empfohlen. Grundsätzlich können auch andere Auslegungswerte der Turbulenzintensität zugrunde gelegt werden. Üblicherweise finden hier die in den internationalen Richtlinien /6, 7/ definierten Turbulenzkategorien Anwendung. In /6/ werden zwei Turbulenzkategorien A und B und in /7/ drei Turbulenzkategorien A, B und C definiert. Während die Kategorien A in beiden Richtlinien nahezu identisch sind und die jeweils höchste Turbulenzkategorie darstellen, unterscheiden sich die Turbulenzkategorien B in /6/ und /7/ deutlich. Die Auslegungswerte sind in Tabelle 2.3.1.2 für einige Windgeschwindigkeiten aufgeführt. Turbulenzkategorie IEC Ed. 2 /6/ IEC Ed. 3 /7/ Windgeschwindigkeit [m/s] 5 7 9 11 13 15 17 19 A 30.0 24.9 22.0 20.2 18.9 18.0 17.3 16.7 B 24.0 20.6 18.7 17.5 16.6 16.0 15.5 15.2 A 29.9 24.8 22.0 20.1 18.9 18.0 17.3 16.7 B 26.2 21.7 19.2 17.6 16.5 15.7 15.1 14.6 C 22.4 18.6 16.5 15.1 14.2 13.5 13.0 12.5 Tabelle 2.3.1.2: Auslegungswerte der Turbulenzintensität für alle WEA-Klassen. 2.3.2 Windgeschwindigkeit Die Typenprüfung nach DIBt-Richtlinie für Windenergieanlagen von 2012 /17/ erfolgt für eine bestimmte Windzone. Abhängig von der Windzone ist sowohl der Auslegungswert des 10-min-Mittelwertes der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren v ref als auch die mittlere Jahreswindgeschwindigkeit auf Nabenhöhe v ave definiert. Diese Werte sind abhängig Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 13 von 32 von der Nabenhöhe und unterscheiden sich in den einzelnen Windzonen. Der 10min-Mittelwert der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren vref kann weiterhin entweder gemäß /4/ oder nach einer vereinfachten Formel gemäß /17/ bestimmt werden. Die Auslegungswerte sind daher der individuellen Typenprüfung der WEA zu entnehmen und können nicht allgemeingültig angegeben werden. Die Windgeschwindigkeitsverteilung ergibt sich in allen Fällen aus der mittleren Jahreswindgeschwindigkeit auf Nabenhöhe unter Verwendung einer Rayleigh-Verteilung. Nach den DIBt-Richtlinien /12, 13, 17/ werden die Auslegungswerte der Windgeschwindigkeit in die Windzonen 1 bis 4 bzw. I bis IV unterteilt, wobei die Windzone 4 oder IV die höchsten Auslegungswerte aufweist. In der zitierten Literatur werden hier sowohl arabische als auch römische Zahlen verwendet. 2.3.3 Weitere Windbedingungen Den nach /7/ zusätzlich nachzuweisenden Windbedingungen liegen im allgemeinen nach den DIBt-Richtlinien /12, 13, 17/ folgende Auslegungswerte zugrunde: • Höhenexponent des vertikalen Windgeschwindigkeitsprofils: α = 0.2, • mittlere Neigung der Anströmung: 8°, • mittlere Luftdichte am Standort: ρ = 1.225 kg/m³. 2.4 Gültigkeit der Ergebnisse Alle Werte mit Höhenbezug beziehen sich, wenn nichts anderes angegeben ist, auf die Nabenhöhe (NH) der entsprechenden WEA. Die für den Nachweis der Standorteignung notwendige effektive Turbulenzintensität hängt von mehreren Faktoren ab. Dies sind die Windparkkonfiguration in Form der WEA-Daten (Koordinaten, WEA-Typ, Nabenhöhe, Nennleistung und eventuelle vorhandene Betriebsbeschränkungen), die Windbedingungen am Standort (Häufigkeitsverteilung der Windrichtung, sektorielle Weibull-Parameter der Windgeschwindigkeitsverteilung sowie die Umgebungsturbulenzintensität) und die Typenprüfung der WEA, die festlegt, welcher statistische Wert der Umgebungsturbulenzintensität zugrunde zu legen ist. Jede Änderung dieser Randbedingungen erfordert daher eine Neubewertung der Standorteignung hinsichtlich der Auslegungswerte der Turbulenzintensität. Da bei den betrachteten WEA anlagenspezifische Werte (siehe Kapitel 2.1) berücksichtigt werden, kann insbesondere bei einem Wechsel auf einen anderen Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 14 von 32 WEA-Typ mit z.B. kleinerem Rotordurchmesser nicht unterstellt werden, dass die Aussage des Gutachtens weiterhin gültig ist. Bei den verwendeten anlagenspezifischen Werten (siehe Kapitel 2.1) kann es sich um berechnete oder gemessene Größen des Herstellers handeln. Diese können voneinander abweichen und zu unterschiedlichen Ergebnissen führen. Die Ergebnisse beziehen sich dabei auf eine vorliegende gültige Typenprüfung für die betrachteten WEA. Der Typenprüfung müssen mindestens die jeweils aufgeführten Auslegungswerte zugrunde liegen. Wenn in den uns vorliegenden Dokumenten zur Auslegung der WEA kein eindeutiger Rückschluss auf Auslegungswerte möglich ist, verwenden wir konservativ abdeckende Werte. Eine Haftung für die Richtigkeit der ermittelten Werte wird nicht übernommen. Die bei sehr geringen Abständen mögliche gegenseitige Beeinflussung benachbarter WEA durch die Nachlaufschleppe der Turmbauwerke wird nicht betrachtet. Ebenso wird ein möglicher Einfluss von sehr nahe liegenden großen Einzelstrukturen wie z.B. hohen Gebäuden auf benachbarte WEA nicht untersucht. Folgende Begriffe und Symbole werden im Zusammenhang mit WEA im Gutachten verwendet: Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 15 von 32 Erläuterung der Begriffe „geplante WEA“ WEA am Standort, deren Standorteignung im Rahmen des Gutachtens zu bewerten ist. „benachbarte WEA“ Alle weiteren am Standort befindlichen WEA, die vom Auftraggeber übermittelt wurden. Es ist dabei unerheblich, ob sich einzelne benachbarte WEA ebenfalls in Planung oder Bau befinden. Entscheidend ist die Windparkkonfiguration, die als Vorbelastung für die geplanten WEA zu unterstellen ist. Alle benachbarten WEA gehen in die Berechnungen ein und sind in Tabelle 3.1.1 aufgeführt. „betrachtete WEA“ Für alle am Standort betrachteten WEA werden Ergebnisse ausgewiesen und abschließende Aussagen getroffen. „Windpark“ Der Begriff wird im Sinne des Anhangs A der DIBt-Richtlinie von 2004 /12/ verwendet und umfasst „geplante“ und „benachbarte“ WEA. Farbliche Zuordnung der Symbole Geplante WEA. Benachbarte WEA, die aufgrund ihres Abstandes (siehe Kapitel 2 und 4.3.2) zu den geplanten WEA zu betrachten sind. Benachbarte WEA, die aufgrund ihres Abstandes (siehe Kapitel 2 und 4.3.2) zu den geplanten WEA nicht zu betrachten sind, die aber Einfluss auf die zu betrachtenden WEA ( , ) ausüben. Diese WEA sind eventuell nur zum Teil in Abbildung 4.3.2.1 dargestellt. Benachbarte WEA, die aufgrund ihres Abstandes (siehe Kapitel 2 und 4.3.2) zu den geplanten WEA nicht zu betrachten sind und die keinen Einfluss auf die zu betrachtenden WEA ( , ) ausüben. Diese WEA sind eventuell nur zum Teil in Abbildung 4.3.2.1 dargestellt. Referenzpunkt der Winddaten. Referenzpunkt der Winddaten auf den Koordinaten einer (in diesem Fall geplanten) WEA. Tabelle 2.4.1: Erläuterung der verwendeten Begriffe und Symbole. 3 Eingangsdaten 3.1 Windparkkonfiguration Am Standort Linnich-Boslar (Nordrhein-Westfalen) plant der Auftraggeber die Errichtung von fünf Windenergieanlagen (WEA 1 - 5). Am Standort befindet sich keine weitere benachbarte WEA. Die vom Auftraggeber übermittelten Daten zur Windparkkonfiguration sind in Tabelle 3.1.1 bzw. Abbildung 4.3.2.1 dargestellt. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 16 von 32 Koordinaten Lfd. Nr. WEA Bezeichnung 1 (Gauß-Krüger PD Bessel) Hersteller WEA-Typ PN [MW] RD [m] NH [m] Rechts Hoch WEA 1 2524945 5648207 Nordex N117 Gamma 2.4 116.8 120.0 2 WEA 2 2525233 5648072 Nordex N117 Gamma 2.4 116.8 120.0 3 WEA 3 2524989 5647717 Nordex N117 Gamma 2.4 116.8 120.0 4 WEA 4 2524424 5647455 Nordex N117 Gamma 2.4 116.8 120.0 5 WEA 5 2524106 5647369 Nordex N117 Gamma 2.4 116.8 120.0 Tabelle 3.1.1: Windparkkonfiguration. Alle Benennungen von WEA im Dokument beziehen sich auf die Nomenklatur von Spalte 2 (Lfd. Nr.) in Tabelle 3.1.1. 3.2 Auslegungswerte Für die zu betrachtenden WEA werden die in Tabelle 3.2.1 dargestellten Auslegungswerte zugrunde gelegt. WEA Auslegungswerte Lfd. Nr. Richtlinie Windzone Turbulenzkategorie 1-5 DIBt 2012 WZ II GK II (DIN EN 1991-1-4) A nach IEC Ed. 3 /7/ Tabelle 3.2.1: Auslegungswerte der zu betrachtenden WEA. vave [m/s] vref [m/s] 7.37 37.21 Quelle /20/ Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 17 von 32 Es werden keine weiteren Auslegungswerte entsprechend Kapitel 2.3.3 in den in Kapitel 4 dokumentierten Berechnungsergebnissen berücksichtigt. 3.3 Winddaten am Standort Die relativen Häufigkeiten der Windrichtung und Windgeschwindigkeiten zum Standort Linnich-Boslar wurden vom Auftraggeber zur Verfügung gestellt /10/ und sind in Tabelle 3.3.1 dargestellt. Die vorliegenden Daten werden als richtig und repräsentativ für die freie Anströmung im Windpark am Standort Linnich-Boslar vorausgesetzt. Richtungssektoren Relative Häufigkeit (100%=1) Weibull-Verteilung A k N 0.0399 5.8 2.33 NNO 0.0378 6.5 2.79 ONO 0.0304 7.4 2.67 O 0.0365 6.9 2.31 OSO 0.0911 7.5 1.88 SSO 0.1015 6.8 1.79 S 0.0974 8.1 2.22 SSW 0.1197 10.7 3.06 WSW 0.1287 9.0 2.28 W 0.1632 7.4 1.77 WNW 0.0951 6.1 1.83 NNW 0.0586 5.5 2.21 gesamt 0.9999 7.7 1.97 Rechts Hoch Bezugswerte Koordinate des Referenzpunktes Höhe über Grund h Nicht angegeben 123m Tabelle 3.3.1: Winddaten am Standort. Die Parameter der Weibull-Verteilung werden genutzt, um die Häufigkeitsverteilung der Windrichtungen auf die jeweiligen Windgeschwindigkeiten umzurechnen. Die Weibull-Parameter werden dabei auf die jeweilige Nabenhöhe der WEA umgerechnet. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 18 von 32 3.4 Sektorielle Betriebsbeschränkungen Es werden keine Betriebsbeschränkungen in den in Kapitel 4 dokumentierten Berechnungsergebnissen berücksichtigt. 4 Bestimmung der Standortbedingungen Aus der in Kapitel 3.1 beschriebenen Windparkkonfiguration ergeben sich die in Tabelle 4.1 aufgeführten zu betrachtenden WEA. WEA lfd. Nr. Geplante WEA Benachbarte WEA 1-5 --- Tabelle 4.1: Zu betrachtende WEA. 4.1 Standortbesichtigung Gemäß DIBt-Richtlinie für Windenergieanlagen von 2012 /17/ ist Standortbesichtigung durchzuführen. Im Rahmen des Nachweises Standorteignung dient die Standortbesichtigung der Dokumentation Einschätzung der aktuellen Situation vor Ort und der Bestimmung Geländekategorie nach /4/. eine der und der Weiterhin sollen Einzelstrukturen identifiziert werden, die auf Grund ihrer Entfernung und Höhe so groß sind, dass der direkte Einfluss der Nachlaufströmung dieser Einzelstrukturen auf den Rotor einer geplanten WEA nicht ausgeschlossen werden kann. Diese Einzelstrukturen können dann nicht als Rauigkeitselement aufgelöst werden und ihr Einfluss ist gesondert zu bewerten. Der Standort wurde am 12.03.2014 von einem Mitarbeiter der Firma anemos GmbH besichtigt. Als Ergebnis dieser Besichtigung liegen uns folgende Unterlagen vor: • Standortbeschreibung mit Panoramafotos vom Standort Linnich-Boslar /19/. Eine Einschätzung des Standortes Linnich-Boslar hinsichtlich relevanter Einzelstrukturen, deren Nachlaufströmungen gesondert zu betrachten wären liegt uns nicht vor. Der Standort wurde in der vorliegenden Standortbeschreibung /19/ in die Geländekategorie II nach /4/ eingeordnet. Relevante Einzelstrukturen, deren Nachlaufströmungen gesondert zu betrachten wären, konnten anhand der vorliegenden Unterlagen /19/ nicht identifiziert werden. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 19 von 32 4.2 Orografie Große Geländesteigungen und Höhenunterschiede können zu erhöhten Umgebungsturbulenzintensitäten führen und müssen daher in orografisch komplexem Gelände bewertet werden. Der Einfluss der Geländeorografie kann nach /7, 8/ durch einen Turbulenzstrukturparameter erfasst werden, der als Faktor auf die Turbulenzintensität wirkt. Nach /7/ kann ein richtungsunabhängiger Turbulenzstrukturparameter definiert werden, der abhängig vom Anteil des Windes aus orografisch komplexen Richtungssektoren zwischen 1.0 und 1.15 liegt. Da im Folgenden die Umgebungsturbulenzintensitäten richtungsabhängig bestimmt werden, wird abweichend hiervon der Turbulenzstrukturparameter ebenfalls richtungsabhängig bestimmt. Dabei wird jedem Richtungssektor, der als orografisch komplex einzustufen ist, der maximale Turbulenzstrukturparameter von 1.15 zugeordnet. Die Bewertung der orografischen Komplexität einer Koordinate erfolgt auf Basis von Geländesteigungen und Geländedifferenzen zu einer Ausgleichsebene, die durch die jeweilige zu betrachtende Koordinate gelegt wird. Die Ausgleichsebenen werden mit der Methode der kleinsten Fehlerquadrate durch die Höhendaten gelegt. Die Bewertung erfolgt entsprechend /7/ auf Nabenhöhe der WEA. Entsprechend /7/ sind für jede WEA 25 Ausgleichsebenen zu ermitteln (siehe Tabelle 4.2.1). Wird eines der in Tabelle 4.2.1 genannten Kriterien überschritten, so ist der betreffende Sektor als komplex anzusehen. Der gesamte Standort ist komplex, wenn mehr als 15% der im Wind enthaltenen Energie aus komplexen Sektoren kommt. Die Bewertung der Orografie wird für jede einzelne WEA laut Tabelle 3.1.1 durchgeführt. Ausgleichsebenen Radius Azimut Winkel 5*NH ein Sektor á 360° 10*NH zwölf Sektoren á 30° 20*NH zwölf Sektoren á 30° Komplexitätskriterien Maximale Steigung Maximale Geländedifferenz 0.3*NH 10° 0.6*NH 1.2*NH Tabelle 4.2.1: Komplexitätskriterien /8/. Die Bewertung erfolgte im vorliegenden Fall auf Basis von Höhendaten nach /14/. Am Standort Linnich-Boslar unterschreiten alle betrachteten WEA die Komplexitätskriterien nach Tabelle 4.2.1. Zusätzliche Turbulenzstrukturparameter werden daher nicht berücksichtigt. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 20 von 32 Für die geplanten WEA kann daher das vereinfachte Verfahren zum Nachweis der Standorteignung nach DIBt-Richtlinie für Windenergieanlagen von 2012 /17/ angewendet werden. 4.3 Turbulenzintensität 4.3.1 Umgebungsturbulenzintensität Die Turbulenzintensität ist definiert als das Verhältnis der Standardabweichung der zeitlichen Windgeschwindigkeitsverteilung zu ihrem Mittelwert bezogen auf ein Intervall von 600s. Die Umgebungsturbulenzintensität beschreibt dabei ausschließlich die Turbulenz der freien Strömung ohne den Einfluss von WEA. Für die spätere Berechnung der effektiven Turbulenzintensität ist nicht die mittlere Umgebungsturbulenzintensität sondern abhängig von der Auslegung der jeweiligen WEA die charakteristische Turbulenzintensität (DIBt 1993/95, DIBt 2004 und IEC 61400-1 Edition 2) bzw. die repräsentative Turbulenzintensität (DIBt 2012, IEC 614001 Edition 3) zugrunde zu legen. Die charakteristische Turbulenzintensität ergibt sich aus der Addition der mittleren Umgebungsturbulenzintensität und der einfachen Standardabweichung der Umgebungsturbulenzintensität. Die repräsentative Turbulenzintensität ergibt sich aus der Addition der mittleren Umgebungsturbulenzintensität und der 1.28fachen Standardabweichung der Umgebungsturbulenzintensität. Da die mittlere Umgebungsturbulenzintensität im Folgenden rechnerisch ermittelt wird, ist die charakteristische Turbulenzintensität aus der mittleren Umgebungsturbulenzintensität durch Multiplikation mit dem Faktor 1.2 zu bilden. Im Bereich der atmosphärischen Bodengrenzschicht ergibt sich die zu berücksichtigende Umgebungsturbulenzintensität im Wesentlichen aus dem Einfluss der Rauigkeitselemente des Bodens wie Bäumen, Büschen, Bauwerken etc.. Hierzu erfolgt eine Typisierung von Geländeoberflächen hinsichtlich ihres Bewuchses, ihrer Bebauung und Nutzung auf Basis detaillierter Satellitendaten zur Bodenbedeckung /9/, wobei Geländeabschnitte bis 25km Entfernung um die jeweilige Koordinate einbezogen werden. Den einzelnen Geländeabschnitten werden anschließend Rauigkeitsklassen gemäß der Empfehlungen des für die Kommission der Europäischen Gemeinschaften veröffentlichten Europäischen Windatlanten /1/ zugeordnet. Der Einfluss der verschiedenen Geländeabschnitte wird abhängig vom Abstand zur Koordinate in zwölf Richtungssektoren à 30° bewertet, wodurch sich gewichtete Mittel für die Rauigkeiten in den jeweiligen Sektoren ergeben. Diese sektorielle Rauigkeitsklassifizierung wird für jede einzelne WEA laut Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 21 von 32 Tabelle 3.1.1 durchgeführt. Auf Grundlage dieser Rauigkeitsklassifizierung werden die charakteristischen Turbulenzintensitäten von uns auf Basis der Empfehlungen der VDI-Richtlinie VDI 3783 Blatt 12 /3/ sowie der DIN 1055-4 /4/ bestimmt. Die charakteristischen Turbulenzintensitäten sind im Gegensatz zu den Rauigkeiten nicht nur richtungsabhängig, sondern auch abhängig von der Windgeschwindigkeit und Höhe über Grund und werden entsprechend für die verschiedenen Richtungen und Windgeschwindigkeiten für jede einzelne WEA auf Nabenhöhe ermittelt und in den weiteren Berechnungen berücksichtigt. Der Windgeschwindigkeitsverlauf orientiert sich dabei am Normalen Turbulenzmodell (NTM) der DIN EN 61400-1 /6/. In Tabelle 4.3.1.1 sind Werte für die Koordinate der WEA 1 für eine Windgeschwindigkeit und Höhe aufgeführt. Die in Tabelle 4.3.1.1 aufgeführten Werte sind beispielhaft und repräsentieren keine anderen Koordinaten, Windgeschwindigkeiten und Höhen. Richtungssektoren Charakteristische Turbulenzintensität [%] N 10.8 NNO 10.6 ONO 10.9 O 10.7 OSO 11.6 SSO 11.1 S 11.5 SSW 11.5 WSW 11.5 W 11.4 WNW 11.0 NNW 10.9 Bezugswerte Koordinate WEA 1 Höhe über Grund h 120m Windgeschwindigkeit v 15m/s Tabelle 4.3.1.1: Beispielhafte charakteristische Turbulenzintensitäten. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 22 von 32 4.3.2 Effektive Turbulenzintensität Das verwendete Berechnungsverfahren für die effektive Turbulenzintensität ist in Kapitel 2 beschrieben. Für den materialspezifischen Wöhlerlinien-Koeffizienten m wird der höchste Koeffizient für die schwächste Strukturkomponente der WEA zugrunde gelegt. Daraus ergibt sich ein abdeckender Wert von m = 10 /15/ für glasfaserverstärkte Kunststoffe mit einem Faseranteil von 30 bis 55 Volumen-% /16/. Für kohlefaserverstärkte Kunststoffe mit einem Faseranteil von 50 bis 60 Volumen-% wird nach /16/ ein Wert von m = 14 zugrunde gelegt. Herstellerspezifisch können abweichende Wöhlerlinien-Koeffizienten für die schwächste Strukturkomponente der WEA verwendet werden. Wenn nicht anders gekennzeichnet, beziehen sich die im Folgenden dargestellten effektiven Turbulenzintensitäten auf einen WöhlerlinienKoeffizienten von m=10. Die DIBt von 2004 und 2012 /12, 17/ definiert die Auslegungswerte der Turbulenzintensität windgeschwindigkeitsabhängig. Demgegenüber definiert die DIBt von 1995 /13/ einen konstanten mittleren Auslegungswert für die Turbulenzintensität von 20%, der allen Windgeschwindigkeiten zugeordnet ist. Da im Falle eines standortspezifischen Nachweises der Betriebslasten diese auf Basis der ermittelten windgeschwindigkeitsabhängigen effektiven Turbulenzintensitäten berechnet werden müssen, werden für alle betrachteten WEA die windgeschwindigkeitsabhängigen Werte ausgewiesen. Für die WEA, für die Auslegungswerte der Turbulenzintensität auf Basis der DIBtRichtlinie von 2004 /12/ oder 2012 /17/ zugrunde gelegt werden, sind die jeweiligen aufgeführten windgeschwindigkeitsabhängigen Ergebnisse für einen Nachweis der Standorteignung bezüglich der Auslegungswerte der Turbulenzintensität anzuwenden. Für die WEA, für die Auslegungswerte der Turbulenzintensität auf Basis der DIBt von 1995 (1993) /13/ zugrunde gelegt werden, sind entsprechende konstante mittlere effektive Turbulenzintensitäten ausgewiesen. Benachbarte WEA mit einer sehr geringen oder sehr hohen Leistung pro Quadratmeter der Rotorfläche oder benachbarte WEA mit einer sehr niedrigen oder sehr hohen Nennwindgeschwindigkeit können dabei deutlich abweichende Ergebnisse im Vergleich zu einer Bewertung nach der DIBt-Richtlinie von 2004 /12/ hervorrufen. In diesen Fällen wird der Vergleich mit den windgeschwindigkeitsabhängigen Auslegungswerten nach der DIBt-Richtlinie von 2004 /12/ zugrunde gelegt. Der Nachweis der Integrität der WEA in Bezug auf den Auslegungswert der Turbulenzintensität wird in Anlehnung an das aktuelle internationale Regelwerk /7/ Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 23 von 32 für den Windgeschwindigkeitsbereich vom 0.2fachen bis zum 0.4fachen der Referenzwindgeschwindigkeit vref geführt. Für Nabenhöhen bis 140m ist dabei ein Windgeschwindigkeitsbereich von 5 bis 20m/s für alle Windzonen abdeckend und wird entsprechend in den Tabellen aufgeführt. Entsprechend der DIBt-Richtlinie /17/ werden die Ergebnisse für alle WEA ausgewiesen, deren Abstand bezogen auf den Rotordurchmesser D der geplanten WEA kleiner gleich acht Rotordurchmesser ist. Diese Betrachtungsweise ist abdeckend für alle Referenzwindgeschwindigkeiten vref (siehe Kapitel 2). Überschreitungen der relevanten Auslegungswerte der Turbulenzintensität sind in Tabelle 4.3.2.1 fett gedruckt. Es sind zusätzlich in Tabelle 4.3.2.1 effektive Turbulenzintensitäten für den Wöhlerlinien-Koeffizienten m = 9 dargestellt. Die für die WEA 1 - 5 vorliegenden anlagenspezifischen Parameter (Schubbeiwert cT und Schnelllaufzahl der WEA) sind laut Aussage des Herstellers informativ und werden nicht gewährleistet. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 24 von 32 Abbildung 4.3.2.1: Lage der WEA, Karte /11/. geplante WEA betrachtete WEA si < 8DWEA geplant benachbarte WEA si > 8DWEA geplant Referenzpunkt der Winddaten Für weitere Erläuterungen zu den Begriffen und Symbolen siehe auch Tabelle 2.4.1. Der kleinste geplante Abstand zwischen zwei WEA liegt bei 2.72DRotor, Nordex N117 bzw. ca. 318m. Dies betrifft die WEA 1 und 2. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 25 von 32 Turbulenzkategorie DIBt 1993 Windgeschwindigkeit [m/s] alle 4-6 6-8 8-10 10-12 12-14 14-16 16-18 18-20 Auslegungswert [%] 20.0 29.9 24.8 22.0 20.1 18.9 18.0 17.3 16.7 Lfd. Nr. A nach IEC Ed. 3 /7/ Bezeichnung Berechnungen für einen Wöhlerlinien-Koeffizienten von m = 14 1 WEA 1 --- 30.1 27.2 22.3 16.8 14.3 13.0 12.2 11.7 2 WEA 2 --- 29.5 26.3 21.5 16.2 14.0 12.9 12.1 11.5 3 WEA 3 --- 23.6 20.7 17.1 14.3 13.1 12.4 11.9 11.5 4 WEA 4 --- 30.1 27.1 22.3 16.8 14.3 13.1 12.4 11.9 5 WEA 5 --- 27.1 24.4 19.9 14.9 13.2 12.4 11.9 11.5 Zusätzliche Berechnungen für einen Wöhlerlinien-Koeffizienten von m = 9 1 WEA 1 --- 28.1 25.2 20.8 16.0 13.9 12.8 12.1 11.6 2 WEA 2 --- 27.7 24.7 20.3 15.8 13.9 12.8 12.1 11.5 3 WEA 3 --- 22.7 19.7 16.6 14.2 13.1 12.4 11.9 11.5 4 WEA 4 --- 28.5 25.5 21.0 16.1 14.0 13.0 12.3 11.9 5 WEA 5 --- 24.7 22.1 18.0 14.4 13.1 12.4 11.9 11.5 Tabelle 4.3.2.1: Effektive Turbulenzintensitäten auf Nabenhöhe der jeweiligen WEA nach Turbulenzkategorie A, IEC Ed. 3 /7/ bzw. DIBt 1993. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 26 von 32 4.4 10-min-Mittelwert der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren Nach /18/ liegt der Standort Linnich-Boslar in Windzone II und lässt sich entsprechend Kapitel 4.1 in die Geländekategorie II einordnen. Für alle geplanten WEA deckt die Windzone der Auslegung gemäß Tabelle 3.2.1 diese Einordnung ab. Eine Bestimmung des 10-min-Mittelwertes der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren ist nach /17/ daher nicht erforderlich. 4.5 Weitere Windbedingungen für das vereinfachte Verfahren gemäß DIBt 2012 Zusätzlich zur Turbulenzintensität und zum 10-min-Mittelwert der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren v50 sind für die geplanten WEA, deren Standort in Kapitel 4.2 als nicht komplex bewertet wurde, die Werte für die mittlere Jahreswindgeschwindigkeit auf Nabenhöhe zu bewerten. Dies betrifft am Standort Linnich-Boslar alle geplanten WEA. 4.5.1 Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit Gemäß /10/ ergeben sich die in Tabelle 4.5.1.1 aufgeführten Werte für die mittlere Jahreswindgeschwindigkeit und den Formparameter k der Weibull-Verteilung auf einer Höhe von 123m. Aufgrund des geringen Höhenunterschiedes zwischen Bezugshöhe der Winddaten und Nabenhöhe der geplanten WEA wurde die mittlere Jahreswindgeschwindigkeit und der Formparameter k der Weibull-Verteilung ohne Umrechnung übernommen. WEA Lfd. Nr. 1-5 Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit [m/s] Formparameter der Weibull-Verteilung k [-] 6.8 1.97 Tabelle 4.5.1.1: Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit auf Nabenhöhe der WEA. 4.6 Weitere Windbedingungen für das Verfahren gemäß DIN EN 61400-1 Zusätzlich zu den in Kapitel 4.3 und 4.4 bestimmten Windbedingungen sind für die geplanten WEA, deren Standort in Kapitel 4.2 als komplex bewertet wurde, die Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 27 von 32 Werte der Windgeschwindigkeitsverteilung im Bereich von 0.2 - 0.4v ref, der mittlere Höhenexponent des vertikalen Windgeschwindigkeitsprofils α, die mittlere Neigung der Anströmung und die mittlere Luftdichte ρ am Standort zu bestimmen. Dies betrifft am Standort Linnich-Boslar keine der geplanten WEA. 5 Nachweis der Standorteignung 5.1 Vergleich der Windbedingungen 5.1.1 Turbulenzintensität Die Turbulenzintensität ist für alle zu betrachtenden WEA gemäß Kapitel 4 für den Standort zu ermitteln und mit den Auslegungswerten zu vergleichen. Der Vergleich der in Tabelle 4.3.2.1 ermittelten effektiven Turbulenzintensitäten mit den Auslegungswerten ergibt für die zu betrachtenden WEA folgendes Ergebnis: ● ● Die effektiven Turbulenzintensitäten der WEA 3 und 5 liegen unterhalb der entsprechenden Auslegungswerte. Die effektiven Turbulenzintensitäten der WEA 1, 2 und 4 liegen oberhalb der entsprechenden Auslegungswerte. Die Standorteignung der betroffenen WEA 1, 2 und 4 kann hinsichtlich der Auslegungswerte der Turbulenzintensität in der geplanten Windparkkonfiguration durch eine Betriebsbeschränkung benachbarter WEA gewährleistet werden. Dies kann durch das Abschalten der entsprechenden benachbarten WEA bei Auftreten der jeweiligen Nachlaufsituation erreicht werden. Da die Lasten bei einer abgeschalteten WEA (Trudelbetrieb) auch in der erhöhten Turbulenz der Nachlaufströmung der verursachenden Nachbar-WEA geringer sind als im Betrieb bei ungestörter Anströmung, kann alternativ jeweils die betroffene WEA abgeschaltet werden. Die geplante Windparkkonfiguration wurde durch erneute Berechnungen dahingehend geprüft, ob bei den gewählten Betriebsbeschränkungen die Auslegungswerte der Turbulenzintensität an den betroffenen WEA eingehalten werden. Die erforderlichen Betriebsbeschränkungen sind in den Tabellen 5.1.1.1 - 5.1.1.3 aufgeführt. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 28 von 32 Definition der sektoriellen Betriebsbeschränkung Alternative Art der Beschränkung Sektor (0° = geografisch N) Windgeschwindigkeitsbereich [m/s] 1 Abschaltung WEA 1 115.4° ± 26.2° (89.2° - 141.6°) 4.0 - 10.0 2 Abschaltung WEA 2 115.4° ± 26.2° (89.2° - 141.6°) 4.0 - 10.0 Tabelle 5.1.1.1: Vorgaben für die sektorielle Betriebsbeschränkung zur Gewährleistung der Standorteignung der WEA 1 hinsichtlich der Auslegungswerte der Turbulenzintensität (mögliche Alternativen). Definition der sektoriellen Betriebsbeschränkung Alternative Art der Beschränkung Sektor (0° = geografisch N) Windgeschwindigkeitsbereich [m/s] 1 Abschaltung WEA 2 295.4° ± 26.2° (269.2° - 321.6°) 6.0 - 8.0 2 Abschaltung WEA 1 295.4° ± 26.2° (269.2° - 321.6°) 6.0 - 8.0 Tabelle 5.1.1.2: Vorgaben für die sektorielle Betriebsbeschränkung zur Gewährleistung der Standorteignung der WEA 2 hinsichtlich der Auslegungswerte der Turbulenzintensität (mögliche Alternativen). Definition der sektoriellen Betriebsbeschränkung Alternative Art der Beschränkung Sektor (0° = geografisch N) Windgeschwindigkeitsbereich [m/s] 1 Abschaltung WEA 4 255.1° ± 25.2° (229.9° - 280.3°) 4.0 - 10.0 2 Abschaltung WEA 5 255.1° ± 25.2° (229.9° - 280.3°) 4.0 - 10.0 Tabelle 5.1.1.3: Vorgaben für die sektorielle Betriebsbeschränkung zur Gewährleistung der Standorteignung der WEA 4 hinsichtlich der Auslegungswerte der Turbulenzintensität (mögliche Alternativen). 5.1.2 10-min-Mittelwert der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren Entsprechend Kapitel 4.4 erfolgt die Bewertung des 10-min-Mittelwertes der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren über die Windzone. Diese ist für alle geplanten WEA durch die Windzone der Auslegung abgedeckt. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 29 von 32 5.1.3 Weitere nachzuweisende Windbedingungen vereinfachte Verfahren gemäß DIBt 2012 für das Zusätzlich zur Turbulenzintensität und zum 10-min-Mittelwert der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren v50 sind für alle geplanten WEA, deren Standort nicht orografisch komplex ist, die Werte für die mittlere Jahreswindgeschwindigkeit auf Nabenhöhe zu bewerten. 5.1.3.1 Mittlere Jahreswindgeschwindigkeit Nach /17/ muss die mittlere Jahreswindgeschwindigkeit v ave auf Nabenhöhe 5% kleiner sein als der Auslegungswert oder die mittlere Jahreswindgeschwindigkeit v ave auf Nabenhöhe muss kleiner gleich dem Auslegungswert und der Formparameter k der Weibull-Verteilung gleichzeitig größer gleich 2 sein. Da für die Standorte der geplanten WEA 1 - 5 Formparameter k der WeibullVerteilung ermittelt wurden, die kleiner als 2 sind, ist der Auslegungswert in Tabelle 3.2.1 um 5% zu verkleinern. Damit ergibt sich für die geplanten WEA 1 - 5 ein anzusetzender Wert von 7.00m/s. Der Vergleich dieses Wertes mit den in Tabelle 4.5.1.1 aufgeführten Werten der mittleren Jahreswindgeschwindigkeit ergibt für die geplanten WEA 1 - 5 keine Überschreitung. 5.1.4 Weitere nachzuweisende Windbedingungen für das Verfahren gemäß DIN EN 61400-1 Entsprechend Kapitel 4.6 ist für keine der geplanten WEA das Verfahren nach DIN EN 61400-1 /7/ anzuwenden. Weitere Windbedingungen müssen daher nicht nachgewiesen werden. 5.2 Nachweis der Standorteignung durch einen Vergleich der Lasten Die in Kapitel 4.3.2 ermittelten effektiven Turbulenzintensitäten und die in Kapitel 4.5.1 bzw. in Kapitel 3.3 aufgeführten Winddaten für die WEA 1, 2 und 4 können in Verbindung mit weiteren Windbedingungen als Eingangsparameter für standortspezifische Berechnungen der Betriebslasten der WEA 1, 2 und 4 durch den Hersteller verwendet werden (siehe Kapitel 2.2), um die Standorteignung der WEA 1, 2 und 4 durch einen Vergleich mit den Auslegungslasten zu überprüfen. Ein entsprechender Berechnungsbericht liegt für die WEA 1, 2 und 4 nicht vor. Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 30 von 32 6 Zusammenfassung Am Standort Linnich-Boslar (Nordrhein-Westfalen) plant der Auftraggeber die Errichtung von fünf Windenergieanlagen (WEA). Am Standort befindet sich keine weitere benachbarte WEA. Die Planung wurde von uns daraufhin bewertet, ob die Standorteignung der zu betrachtenden WEA gemäß DIBt-Richtlinie für Windenergieanlagen von 2012 /17/ gewährleistet ist. Die Ergebnisse beziehen sich dabei auf eine vorliegende gültige Typenprüfung für die betrachteten WEA. Der Typenprüfung müssen mindestens die in der Tabelle 3.2.1 aufgeführten Auslegungswerte zugrunde liegen. Die für die WEA 1 - 5 vorliegenden anlagenspezifischen Parameter (Schubbeiwert c T und Schnelllaufzahl der WEA) sind laut Aussage des Herstellers informativ und werden nicht gewährleistet. Die Ergebnisse dienen gleichzeitig als Turbulenz-Immissionsprognose im Sinne des BImSchG. Das heißt, die Immissionen sind zumutbar, solange die Standorteignung hinsichtlich der Auslegungswerte der Turbulenzintensität oder hinsichtlich der Auslegungslasten gewährleistet bleibt. Abschließend kann festgestellt werden, dass die Standorteignung der am Standort Linnich-Boslar betrachteten WEA 3 und 5 durch den Vergleich mit den Windbedingungen der Auslegung nachgewiesen ist. Die Standorteignung der am Standort Linnich-Boslar betrachteten WEA 1, 2 und 4 ist unter Berücksichtigung der Abschaltregelung gemäß den Tabellen 5.1.1.1 - 5.1.1.3 durch den Vergleich mit den Windbedingungen der Auslegung nachgewiesen. 7 Formelzeichen und Abkürzungen WEA Windenergieanlage BImSchG Bundes-Immissionsschutzgesetz RD Rotordurchmesser NH Nabenhöhe N Nord NTM Normales Windturbulenzmodell DLC Auslegungslastfall (Design Load Case) PD Potsdam-Datum WZ Windzone Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. KG Referenz-Nr.: F2E-2014-TGS-085, Revision 4 Seite 31 von 32 GK Geländekategorie D Rotordurchmesser [m] PN Nennleistung mit der die WEA betrieben wird [MW] cT Schubbeiwert des Rotors [-] Ieff Effektive Turbulenzintensität [-] I15 Charakteristische Turbulenzintensität bei 15m/s [-] A Skalierungsparameter der Weibull-Verteilung [m/s] k Formparameter der Weibull-Verteilung [-] v Windgeschwindigkeit [m/s] h Höhe über Grund [m] m Wöhlerlinien-Koeffizient [-] vave Jahresmittel der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe [m/s] vref Auslegungswert des 10-min-Mittels der extremen Windgeschwindigkeit [m/s] in Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren v50 10-min-Mittel der extremen Windgeschwindigkeit am Standort in [m/s] Nabenhöhe mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren ρ Mittlere Luftdichte [kg/m³] vr Nennwindgeschwindigkeit der WEA [m/s] α Höhenexponent des vertikalen Windgeschwindigkeitsprofils [-] Altgrad (Vollkreis = 360) [°] 8 Literaturangaben /1/ Risø National Laboratory; European Wind Atlas; 1989; Risø, Denmark. /2/ ECN Solar & Wind Energy; Dekker, J.W.M.; Pierik, J.T.G. (Eds.); European Wind Turbine Standards II; 1998; Petten, Netherlands. /3/ Verein Deutscher Ingenieure; VDI 3783 Blatt 12; Umweltmeteorologie - Physikalische Modellierung von Strömungs- und Ausbreitungsvorgängen in der atmosphärischen Grenzschicht; Dezember 2000; Düsseldorf, Deutschland. /4/ Deutsches Institut für Normung e.V.; DIN EN 1991-1-4 und DIN EN 1991-1-4/NA (Nationaler Anhang); Eurocode 1: Einwirkungen auf Tragwerke - Teil 1-4: Allgemeine Einwirkungen - Windlasten; Dezember 2010; Berlin, Deutschland /5/ Risø National Laboratory; Frandsen, St. T.; Turbulence and turbulence-generated structural loading in windturbine clusters; Wind Energy Department; Januar 2007; Roskilde, Risø-R1188(EN), Denmark. /6/ International Electrotechnical Commission (IEC); IEC 61400-1, Wind turbines - Part 1: Design Gutachten zur Standorteignung von Windenergieanlagen am Standort Linnich-Boslar, November 2014 für BMR Windenergie GmbH & Co. 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