Georeferenzierte Rasterdaten der Karte "Bundesrepublik Deutschland 1 : 500 000" (ÜK 500). Die Karte liegt als Summenlayer und Einzellayer vor. Der Summenlayer wird durch Kombination der Einzellayer 1 bis 7 gebildet und beinhaltet das farbige, vollständige Kartenbild der ÜK 500 ohne schattenplastische Geländedarstellung (Schummerung), also auch ohne Höhenschichten, ohne Geographisches Netz und ohne UTM-Gitter. Layer 1, schwarz: Verkehr, Wohnplatz (Kontur), Schrift Layer 2, rot: Wohnplatz (Füller) Layer 3, blau: Gewässer, Sumpf, Moor, Gewässerbeschriftung Layer 4, reliefbraun: Höhenlinie Layer 5, waldgrün: Wald Layer 6, rot und schwarz: Verwaltungsgrenze, Name der Verwaltungseinheit Layer 7, rot: Straßen (Füller), Staatsgrenze (Band) Layer 8, Graustufen: Schummerung Layer 9, mehrfarbig; Höhenschichten Layer 10, schwarz: Geographisches Netz Layer 11, schwarz: UTM-Gitter
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 %.
Die Digitale Topographische Karte 1 : 250 000, entspricht der Normalausgabe der Übersichtskarte BRD (D250).Im UIS wurde der Rasterkartenausschnitt auf das Land Baden-Württemberg beschränkt. Für die bessere Lesbarkeit der Fachobjekte wurde die Karte in Helligkeit und Kontrast verändert.
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 %.
Einteilung der Landesfläche von Baden-Württemberg in quadratische Flächen mit 80km Seitenlänge. Die im RIPS-Pool verfügbaren Blattschnitteinteilungen liegen als Vektoren vor. Sie können beispielsweise als Orientierungs- und Navigationshilfen verwendet werden. Als Sachinformation ist die Bezeichnung (Nummer, Name) und das jeweilige Ausgabejahr enthalten.
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.