Standortgüte nach EEG 2017 Vestas V-150 4,2 MW Aus den Brutto-Jahreserträgen wird die Brutto-Standortgüte bestimmt. Hierzu werden die Brutto-Jahreserträge durch den Referenzertrag des jeweiligen Anlagentyps dividiert.
Standortgüte nach EEG 2017 Vestas V-126 3,3 MW Aus den Brutto-Jahreserträgen wird die Brutto-Standortgüte bestimmt. Hierzu werden die Brutto-Jahreserträge durch den Referenzertrag des jeweiligen Anlagentyps dividiert.
Standortgüte nach EEG 2017 WEA ENERCON E-138 EP3 E2 4,2 MW Aus den Brutto-Jahreserträgen wird die Brutto-Standortgüte bestimmt. Hierzu werden die Brutto-Jahreserträge durch den Referenzertrag des jeweiligen Anlagentyps dividiert.
Jahresertrag WEA Vestas V-150 4,2 MW Der mittlere Jahresertrag wurde durch die Anwendung der luftdichtekorrigierten Leistungskennlinie auf das Windangebot des Rasterpunktes ermittelt. Es handelt sich hierbei um Bruttoerträge, die keine der üblicherweise auftretenden Verluste beinhalten. Zu den Verlusten zählen Abschattungseffekte, Verfügbarkeits- und Netzverluste sowie verschiedene Betriebseinschränkungen. Diese Verluste liegen projektabhängig in einem Bereich zwischen ca. 10 % und 15 %.
Jahresertrag WEA Vestas V-126 3,3 MW Der mittlere Jahresertrag wurde durch die Anwendung der luftdichtekorrigierten Leistungskennlinie auf das Windangebot des Rasterpunktes ermittelt. Es handelt sich hierbei um Bruttoerträge, die keine der üblicherweise auftretenden Verluste beinhalten. Zu den Verlusten zählen Abschattungseffekte, Verfügbarkeits- und Netzverluste sowie verschiedene Betriebseinschränkungen. Diese Verluste liegen projektabhängig in einem Bereich zwischen ca. 10 % und 15 %.
Digitale Topographische Karten 1:25.000 (DTK25): Die Inhalte sind abhängig vom Kartenwerk und kommen aus den Vektordaten des Digitalen Landschaftsmodells (DLM) und dem Digitalen Geländemodell (DGM) (Höhenlinien) des Amtlichen Topographischen-Kartographischen Informationssystems (ATKIS), sowie den Gebäuderumrisse des Amtlichen Liegenschaftskatasterinformationssystems (ALKIS). Für die bessere Lesbarkeit der Fachobjekte wurde die Karte in Helligkeit und Kontrast verändert. siehe auch: https://www.lgl-bw.de/lgl-https://www.lgl-bw.de/Produkte/Geodaten/Rasterdaten-topographische-Kartenwerke/ Hinweis: Der DTK Cache umfasst auch Daten außerhalb von Baden-Württemberg, diese werden im WMTS-Dienst in Graustufen dargestellt. Weitere Informationen zu den Daten finden Sie unter: https://gdz.bkg.bund.de/index.php/default/digitale-geodaten/digitale-topographische-karten.html?
Digitale Topographische Karten 1:100.000 (DTK100): Die Inhalte sind abhängig vom Kartenwerk und kommen aus den Vektordaten des Digitalen Landschaftsmodells (DLM) und dem Digitalen Geländemodell (DGM) (Höhenlinien) des Amtlichen Topographischen-Kartographischen Informationssystems (ATKIS), sowie den Gebäuderumrisse des Amtlichen Liegenschaftskatasterinformationssystems (ALKIS). Für die bessere Lesbarkeit der Fachobjekte wurde die Karte in Helligkeit und Kontrast verändert. https://www.lgl-bw.de/Produkte/Geodaten/Rasterdaten-topographische-Kartenwerke/ Hinweis: Der DTK Cache umfasst auch Daten außerhalb von Baden-Württemberg, diese werden im WMTS-Dienst in Graustufen dargestellt. Weitere Informationen zu den Daten finden Sie unter: https://gdz.bkg.bund.de/index.php/default/digitale-geodaten/digitale-topographische-karten.html?
Jahresertrag WEA ENERCON E-138 EP3 E2 4,2 MW Der mittlere Jahresertrag wurde durch die Anwendung der luftdichtekorrigierten Leistungskennlinie auf das Windangebot des Rasterpunktes ermittelt. Es handelt sich hierbei um Bruttoerträge, die keine der üblicherweise auftretenden Verluste beinhalten. Zu den Verlusten zählen Abschattungseffekte, Verfügbarkeits- und Netzverluste sowie verschiedene Betriebseinschränkungen. Diese Verluste liegen projektabhängig in einem Bereich zwischen ca. 10 % und 15 %.
Georeferenzierte Rasterkarte TÜK200 (12 Blätter, 9 Layer). Die Kacheln liegen als Summenlayer und Einzellyer vor (Schrift, Grundriß, rote Straßenfüllung, gelbe Straßenfüllung, Höhenlinien, Gewässerflächen, Gewässerkonturen, Vegetation, Waldflächen).
Die mittlere Windleistungsdichte ist ein meteorologischer Parameter, der sich aus den an einem Standort auftretenden Windgeschwindigkeiten in der entsprechenden Häufigkeit und der Luftdichte berechnet. In Bezug auf Windenergieanlagen ist sie ein Maß dafür, wie viel Leistung der Wind beim Durchströmen des Rotors pro Rotorkreisfläche an einem Standort im Mittel für die Nutzung durch Windenergieanlagen bereitstellt. Bei der mittleren Windleistungsdichte bleibt unberücksichtigt, dass sich die Leistungsabgabe einer Windenergieanlage oberhalb der Windgeschwindigkeit, bei der die Anlage ihre Nennleistung erreicht, dem sog. Nennwind, aus technischen Gründen nicht mehr weiter erhöht. Um diesen Aspekt zu berücksichtigen, wird bei dem Parameter der mittleren gekappten Windleistungsdichte zusätzlich der Kappungswert der Windgeschwindigkeit von 15 m/s festgelegt. Windgeschwindigkeiten oberhalb des Kappungswertes werden in der Berechnung mit dem Kappungswert angesetzt.