Datei: Anlage 08 - Blendgutachten

SolPEG Blendgutachten

Solarpark „In der Hoest“ Oelde - Ennigerloh

Analyse der potentiellen Blendwirkung einer geplanten PV Anlage
zwischen Oelde und Ennigerloh in Nordrhein-Westfalen

SolPEG GmbH
Solar Power Expert Group
Normannenweg 17-21
D-20537 Hamburg
+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Inhalt
1

Auftrag ...................................................................................................................................... 3
1.1

Beauftragung ..................................................................................................................... 3

1.2

Hintergrund und Auftragsumfang .................................................................................... 3

Systembeschreibung ................................................................................................................. 4
2.1

Standort Übersicht ............................................................................................................ 4

2.2

Umliegende Gebäude........................................................................................................6

Ermittlung der potentiellen Blendwirkung ..............................................................................7
3.1

Rechtliche Hinweise ......................................................................................................... 7

3.2

Blendwirkung von PV Modulen........................................................................................ 7

3.3

Berechnung der Blendwirkung ......................................................................................... 9

3.4

Technische Parameter der PV Anlage ............................................................................ 10

3.5

Standorte für die Analyse ................................................................................................ 11

3.6

Hinweise zum Simulationsverfahren .............................................................................. 12

Ergebnisse .............................................................................................................................. 16
4.1

Ergebnisse am Messpunkt P1, Bahnstrecke Südost....................................................... 17

4.2

Ergebnisse am Messpunkt P2, Bahnstrecke Mitte......................................................... 19

4.3

Ergebnisse am Messpunkt P3, Bahnstrecke Nordost .................................................... 21

4.4

Ergebnisse am Messpunkt P4, Gebäude nordwestlich .................................................. 23

Zusammenfassung der Ergebnisse ........................................................................................ 23

Schlussbemerkung ................................................................................................................. 23

Anhang............................................................................................................................. 24 - 39

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 2 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

SolPEG Blendgutachten
Analyse der potentiellen Blendwirkung der geplanten PV Anlage Oelde - Ennigerloh
1
1.1

Auftrag
Beauftragung

Als unabhängiger Gutachter für Photovoltaik (PV) ist die SolPEG GmbH beauftragt, die potentielle
Blendwirkung der geplanten PV Anlage „In der Hoest“ Oelde - Ennigerloh für die Bahnstrecke HammMinden sowie für Anwohner der ggf. umliegenden Gebäude zu analysieren und die Ergebnisse zu dokumentieren.
1.2

Hintergrund und Auftragsumfang

Die Umsetzung der Energiewende und die Bestrebungen für mehr Klimaschutz resultieren in Erfordernissen und Maßnahmen, die als gesellschaftlicher Konsens und somit als öffentliche Belange gesetzlich
festgeschrieben sind. Z.B. im „Gesetz zur Stärkung der klimagerechten Entwicklung in den Städten und
Gemeinden“ (2011) und im „Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-EnergienGesetz – EEG“ (seit 2017). Andererseits soll der Ausbau der erneuerbaren Energien auch die bestehenden Regelungen für den Immissionsschutz berücksichtigen. Dies gilt auch für Lichtimmissionen durch
PV Anlagen.
Grundlage für die Berechnung und Beurteilung von Lichtimmissionen ist die sog. Lichtleitlinie1, die
1993 durch die Bund/Länder - Arbeitsgemeinschaft für Immissionsschutz (LAI) verfasst und 2012 um
einen Abschnitt zu PV Anlagen erweitert wurde. Nach überwiegender Meinung von Experten enthält
die Lichtleitlinie nicht unerhebliche Defizite bzw. Unklarheiten und ist als Instrument für die sachgerechte Beurteilung von Reflexionen durch PV Anlagen nur bedingt anwendbar. Weitere Ausführungen
hierzu finden sich im Abschnitt 4.
Die vorliegende Untersuchung soll klären ob bzw. in wie weit von der PV Anlage eine Blendwirkung für
schutzbedürftige Zonen im Sinne der Licht-Leitlinie ausgehen könnte. Dies gilt für die einspurige Bahnstrecke Hamm-Minden sowie ggf. für Anwohner der umliegenden Gebäude.
Die zur Anwendung kommenden Berechnungs- und Beurteilungsgrundsätze resultieren im Wesentlichen aus den Empfehlungen in Anhang 2 der Licht-Leitlinie in der aktuellen Fassung vom 08.10.2012.
Die Berechnung der Blendwirkung erfolgt auf Basis von vorliegenden Planungsunterlagen der PV Anlage. Eine Analyse der potentiellen Blendwirkung vor Ort wird momentan nicht als notwendig angesehen
da die Anlagendokumentation ausreichend ist, um einen Eindruck zu vermitteln.
Da aktuell kein angemessenes Regelwerk verfügbar ist, sind die gutachterlichen Ausführungen zu den
rechnerisch ermittelten Simulationsergebnissen zu beachten.
Einzelne Aspekte der Licht-Leitlinie werden an entsprechender Stelle widergegeben, eine weiterführende
Beschreibung von theoretischen Hintergründen u.a. zu Berechnungsformeln kann im Rahmen dieses
Dokumentes nicht erfolgen.
1

Die Lichtleitlinie ist u.a. hier abrufbar: http://www.solpeg.de/LAI_Lichtleitlinie_2012.pdf

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 3 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

2
2.1

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Systembeschreibung
Standort Übersicht

Die Flächen des Solarparks befinden sich in einem landwirtschaftlichen Gebiet ca. 4,2 km südwestlich
von Oelde und ca. 4 km südöstlich von Ennigerloh in Nordrhein-Westfalen. Südlich der Fläche verläuft
auf einer Länge von ca. 610 m die zweispurige Bahnstrecke Hamm-Minden. Die folgenden Informationen und Bilder geben einen Überblick über den Standort.
Tabelle 1:

Informationen über den Standort

Allgemeine Beschreibung des Standortes
Koordinaten (Mitte)
Grenzlänge entlang der Bahnstrecke
Abstand zur Bahnstrecke
Entfernung zu angrenzenden Straßen
Entfernung zu umliegenden Gebäuden

Landwirtschaftliche Flächen zwischen Oelde und Ennigerloh in Nordrhein-Westfalen. Die Flächen sind überwiegend eben.
51.819°N, 8.080°O, 102 m ü.N.N.
ca. 610 m
ca. 15 m – 20 m
nicht relevant
ca. 200 m

Übersicht über den Standort und die PV Anlage (schematisch)

Bild 2.1.1: Luftbild mit Schema der PV Anlage (Quelle: Google Earth/SolPEG)

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 4 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Detailansicht der PV Anlage und Umgebung

Bild 2.1.2: Detailansicht der PV Fläche (Quelle: Google Earth/SolPEG)

Detailansicht der PV Anlage

Bild 2.1.3: Detailansicht der PV Fläche (Quelle: Google Earth/SolPEG)
04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 5 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

2.2

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Umliegende Gebäude

Nicht alle wahrnehmbaren Reflexionen haben eine Blendwirkung zur Folge. In der Licht-Leitlinie (Seite
23) wird zur Bestimmung einer Blendwirkung folgendes ausgeführt:
--Ob es an einem Immissionsort im Jahresverlauf überhaupt zur Blendung kommt, hängt von der Lage des
Immissionsorts relativ zur Photovoltaikanlage ab. Dadurch lassen sich viele Immissionsorte ohne genauere
Prüfung schon im Vorfeld ausklammern: Immissionsorte
- die sich weiter als ca. 100 m von einer Photovoltaikanlage entfernt befinden erfahren erfahrungsgemäß nur
kurzzeitige Blendwirkungen
- die vornehmlich nördlich von einer Photovoltaikanlage gelegen sind, sind meist ebenfalls unproblematisch.
- die vorwiegend südlich von einer Photovoltaikanlage gelegen sind, brauchen nur bei Photovoltaik-Fassaden
(senkrecht angeordnete Photovoltaikmodule) berücksichtigt zu werden.
Hinsichtlich einer möglichen Blendung kritisch sind Immissionsorte, die vorwiegend westlich oder östlich einer
Photovoltaikanlage liegen und nicht weiter als ca. 100 m von dieser entfernt.

--Die folgende Skizze zeigt die PV Fläche und Umgebung. Gemäß Reflexionsgesetz können die nordwestlich gelegenen Gebäude theoretisch von potentiellen Reflexionen durch die PV Anlage erreicht
werden. Allerdings besteht in der Realität überwiegend kein direkter Sichtkontakt zur Immissionsquelle.
Die Standorte werden dennoch analysiert. Andere Gebäude in der Umgebung sind aufgrund der Lage,
des Einfallswinkels und der Entfernung nicht von Reflexionen durch die PV Anlage betroffen und werden nicht weiter analysiert. Details sind im Abschnitt 4 aufgeführt.

Bild 2.2.1: Keine Gebäude westlich und südöstlich der PV Anlage (Quelle: Google Earth/SolPEG)

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 6 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

3
3.1

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Ermittlung der potentiellen Blendwirkung
Rechtliche Hinweise

Rechtliche Hinweise u.a. zur Licht-Leitlinie sind nicht Bestandteil dieses Dokumentes.
3.2

Blendwirkung von PV Modulen

Vereinfacht ausgedrückt nutzen PV Module das Sonnenlicht zur Erzeugung von Strom. Hersteller von
PV Modulen sind daher bestrebt, dass möglichst viel Licht vom PV Modul absorbiert wird, da möglichst
das gesamte einfallende Licht für die Stromproduktion genutzt werden soll. Die Materialforschung hat
mit speziell strukturierten Glasoberflächen (Texturen) und Antireflexionsschichten den Anteil des reflektierten Lichtes auf 1-4 % reduzieren können. Folgende Skizze zeigt den Aufbau eines PV Moduls:

Bild 3.2.1: Anteil des reflektierten Sonnenlichtes bei einem PV Modul (Quelle: SolPEG)

PV Module zeigen im Hinblick auf Reflexion andere Eigenschaften als normale Glasoberflächen (z.B.
PKW-Scheiben, Glasfassaden, Fenster, Gewächshäuser) oder z.B. Oberflächen von Gewässern. Direkt
einfallendes Sonnenlicht wird von der Moduloberfläche diffus reflektiert:

Bild 3.2.2: Diffuse Reflexion von direkten Sonnenlicht (Einstrahlung ca. 980 W/m2) auf einem PV Modul (Quelle: SolPEG)

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 7 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Das folgende Bild verdeutlicht die Reflexion von verschiedenen Moduloberflächen im direkten Vergleich. Das mittlere Modul entspricht den aktuell marktüblichen PV Modulen wie auch im Bild 3.2.2
dargestellt. Durch die strukturierte Oberfläche wird das Sonnenlicht diffus mit einer stärkeren Streuung
reflektiert und die Leuchtdichte ist entsprechend vermindert. Das Modul rechts im Bild zeigt aufgrund
der speziellen Oberfläche praktisch keine direkte, sondern durch die starke Bündelaufweitung der Lichtstrahlen, ausschließlich diffuse Reflexion.

Bild 3.2.3: Diffuse Reflexion von unterschiedlichen Moduloberflächen (Quelle: Sandia National Laboratories, Ausschnitt)

Diese Eigenschaften können schematisch wie folgt dargestellt werden

Bild 3.2.4: Reflexion von unterschiedlichen Oberflächen (Quelle: SolPEG)

Lt. Informationen des Auftraggebers sollen PV Module des Herstellers LONGi Solar mit AntiReflexions-Eigenschaften zum Einsatz kommen. Die Simulationsparameter werden entsprechend eingestellt.
Es können aber auch Module eines anderen Herstellers mit ähnlichen Eigenschaften verwendet werden.
Damit kommen die nach aktuellem Stand der Technik möglichen Maßnahmen zur Vermeidung von
Reflexion und Blendwirkungen zur Anwendung.

Bild 3.2.5: Auszug aus dem Moduldatenblatt, siehe auch Anhang

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 8 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

3.3

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Berechnung der Blendwirkung

Die Berechnung der Reflexionen von elektromagnetischen Wellen (auch sichtbares Licht) erfolgt nach
anerkannten physikalischen Erkenntnissen und den entsprechend abgeleiteten Gesetzen (u.a. Reflexionsgesetz, Lambertsches Gesetz) sowie den entsprechenden Berechnungsformeln.
Darüber hinaus kommen die in Anhang 2 der Licht-Leitlinie beschriebenen Empfehlungen (Seite 21ff)
zur Anwendung, es werden jedoch aufgrund fehlender Angaben u.a. für Fahrzeuglenker zusätzliche
Quellen herangezogen, u.a. die Richtlinien der FAA2 zur Beurteilung der Blendwirkung für den Flugverkehr.
Eine umfassende Darstellung der verwendeten Formeln und theoretischen Hintergründe der Berechnungen ist im Rahmen dieser Stellungnahme nicht möglich.
Der grundlegende Ansatz zur Berechnung der Reflexion ist wie folgt. Wenn die Position der Sonne und
die Ausrichtung des PV Moduls (Neigung: γP , Azimut αP) bekannt ist, kann der Winkel der Reflexion
(θP) mit der folgenden Formel berechnet werden:
cos (θP) = - cos(γS)  sin(γP)  cos(αS+180°-αP) + sin(γS)  cos(γP)

90°-γP

normal
θP

γP
γP

γS
αS

αP

Süden
Bild 3.3.1: Schematische Darstellung der Reflexionen auf einer geneigten Fläche

Die unter 3.2 aufgeführten generellen Eigenschaften von PV Modulen (Glasoberfläche, Antireflexionsschicht) haben Einfluss auf den Reflexionsfaktor der Berechnung bzw. entsprechenden Berechnungsmodelle.
Die Simulation von Reflexionen geht zu jedem Zeitpunkt von einem klaren Himmel und direkter Sonneneinstrahlung aus, daher wird im Ergebnis immer die höchst mögliche Blendwirkung angegeben.
Dies entspricht nur selten den realen Umgebungsbedingungen und auch Informationen über möglichen
Sichtschutz durch Bäume, Gebäude oder andere Objekte können nicht ausreichend verarbeitet werden.
Auch Wettereinflüsse wie z.B. Frühnebel/Dunst oder lokale Besonderheiten der Wetterbedingungen
können nicht berechnet werden. Die Entfernung zur Blendquelle fließt in die Berechnung ein, jedoch
sind sich die Experten uneinig ab welcher Entfernung eine Blendwirkung durch PV Anlagen zu vernachlässigen ist. In der Licht-Leitlinie3 wird eine Entfernung von 100 m genannt.
Die durchgeführten Berechnungen wurden u.a. mit Simulationen und Modellen des Sandia National
Laboratories4, New Mexico überprüft.
US Federal Aviation Administration (FAA) guidelines for analyzing flight paths:
https://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2013-10-23/pdf/2013-24729.pdf
3 Licht-Leitlinie Seite 22: Immissionsorte, die sich weiter als ca. 100 m von einer Photovoltaikanlage entfernt befinden erfahren erfahrungsgemäß nur kurzzeitige Blendwirkungen.
4 Webseite der Sandia National Laboratories: http://www.sandia.gov
2

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 9 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

3.4

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Technische Parameter der PV Anlage

Die optischen Eigenschaften und die Installation der Module, insbesondere die Ausrichtung und Neigung der Module sind wesentliche Faktoren für die Berechnung der Reflexionen. Lt. Planungsunterlagen
werden PV Module mit Anti-Reflex Schicht verwendet, sodass deutlich weniger Sonnenlicht reflektiert
wird als bei Standard Modulen. Dennoch sind Reflexionen nicht ausgeschlossen, insbesondere wenn das
Sonnenlicht abends und morgens in einem flachen Winkel auf die Moduloberfläche trifft.
Die folgende Skizze verdeutlicht die Konstruktion der Modulinstallation.

12°

2,2 m

0,8 m

Bild 3.4.1: Skizzen der Modulkonstruktion (Quelle: Systemplanung, Beispiel)

Die für die Untersuchung der Reflexion wesentlichen Parameter der PV Anlage sind in der folgenden
Tabelle zusammengefasst.
Tabelle 1:

Berechnungsparameter

PV Modul
Moduloberfläche
Unterkonstruktion
Modulinstallation
Ausrichtung (Azimut)
Modulneigung
Höhe der sichtbaren Modulfläche
Anzahl Messpunkte gesamt
Höhe Messpunkte Zugführer
Azimut Blickrichtung Zugführer5

LONGi Solar (oder vergleichbar)
Solarglas mit Anti-Reflexionsbehandlung (lt. Datenblatt)
Modultische, fest aufgeständert
3 Module hochkant übereinander (3P)
160° (180° = Süden)
12°
ca. min. 0,80 m, max. 2,20 m (Abweichungen möglich)
4 Messpunkte (siehe Skizze 3.5.1)
2,5 m über Boden inkl. Bahndamm, ansonsten 2 m
Fahrtrichtung +/- 20°

Überwiegend wird angenommen, dass Reflexionen in einem Winkel von 20° und mehr zur Blickrichtung keine Beeinträchtigung darstellen. In einem Winkel zwischen 10° - 20° können Reflexionen eine moderate Blendwirkung erzeugen und unter
10° werden sie überwiegend als Beeinträchtigung empfunden.
Vor diesem Hintergrund wird der für Reflexionen relevante Blickwinkel als Fahrtrichtung +/- 20° definiert.

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 10 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

3.5

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Standorte für die Analyse

Eine Analyse der potentiellen Blendwirkung kann aus technischen Gründen nicht für beliebig viele
Messpunkte durchgeführt werden. Je nach Größe und Beschaffenheit der PV Anlage werden in der Regel 4 - 5 Messpunkte gewählt und die jeweils im Jahresverlauf auftretenden Reflexionen ermittelt. Die
Position der Messpunkte wird anhand von Erfahrungswerten sowie den Ausführungen der LichtLeitlinie zu schutzwürdigen Zonen festgelegt. U.a. können Objekte im Süden von PV Anlagen aufgrund
des Strahlenverlaufs gemäß Reflexionsgesetz nicht von potentiellen Reflexionen erreicht werden und
werden daher nicht untersucht.
Für die Analyse einer potentiellen Blendwirkung der PV Anlage Ennigerloh wurden insgesamt 3 Messpunkte im Verlauf der Bahnstrecke sowie 1 Messpunkt im Bereich von umliegenden Gebäuden festgelegt. Andere Standorte und Gebäude wurden nicht weiter untersucht, da aufgrund von Entfernung
und/oder Winkel zur Immissionsquelle keine Reflexionen zu erwarten sind.
Die folgende Übersicht zeigt die PV Anlage und die gewählten Messpunkte P1-P4:

Bild 3.5.1: Übersicht über die PV Anlage und die Messpunkte P1–P4 (Quelle: Google Earth/SolPEG)

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 11 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

3.6

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Hinweise zum Simulationsverfahren

Licht-Leitlinie
Grundlage für die Berechnung und Beurteilung von Lichtimmissionen ist in Deutschland die sog. LichtLeitlinie, die erstmals 1993 durch die Bund/Länder - Arbeitsgemeinschaft für Immissionsschutz (LAI)
verfasst wurde. Die Licht-Leitlinie ist weder eine Norm noch ein Gesetz sondern lt. LAI Vorbemerkung
"... ein System zur Beurteilung der Wirkungen von Lichtimmissionen auf den Menschen " welches ursprünglich für die Bemessung von Lichtimmissionen durch Flutlicht- oder Beleuchtungsanlagen von
Sportstätten konzipiert wurde. Anlagen zur Beleuchtung des öffentlichen Straßenraumes, Blendwirkung
durch PKW Scheinwerfer usw. werden nicht behandelt.
Im Jahr 2000 wurden Hinweise zu schädlichen Einwirkungen von Beleuchtungsanlagen auf Tiere insbesondere auf Vögel und Insekten - und Vorschläge zu deren Minderung ergänzt. Ende 2012 wurde
ein 4-seitiger Anhang zum Thema Reflexionen durch Photovoltaik (PV) Anlagen hinzugefügt.
Lichtimmissionen gehören nach dem BImSchG zu den schädlichen Umwelteinwirkungen, wenn sie
nach Art, Ausmaß oder Dauer geeignet sind, erhebliche Nachteile oder erhebliche Belästigungen für
die Allgemeinheit oder für die Nachbarschaft herbeizuführen. Bedauerlicherweise hat der Gesetzgeber
die immissionsschutzrechtliche Erheblichkeit für Lichtimmissionen bisher nicht definiert und eine Definition auch nicht in Aussicht gestellt.
Für Reflexionen durch PV Anlagen ist in der Licht-Leitlinie ein Immissionsrichtwert von maximal 30
Minuten pro Tag und maximal 30 Stunden pro Jahr angegeben. Diese Werte wurden nicht durch wissenschaftliche Untersuchungen mit entsprechenden Probanden in Bezug auf Reflexionen durch PV
Anlagen ermittelt, sondern stammen aus einer Untersuchung zur Belästigung durch periodischen Schattenwurf und Lichtreflexe ("Disco-Effekt") von Windenergieanlagen (WEA).
Auch in diesem Bereich hat der Gesetzgeber bisher keine rechtsverbindlichen Richtwerte für die Belästigung durch Lichtblitze und bewegten, periodischen Schattenwurf durch Rotorblätter einer WEA erlassen oder in Aussicht gestellt. Die Übertragung der Ergebnisse aus Untersuchungen zum Schattenwurf
von WEA Rotoren auf unbewegliche Installationen wie PV Anlagen ist unter Experten äußerst umstritten und vor diesem Hintergrund hat eine individuelle Bewertung von Reflexionen durch PV Anlagen
Vorrang vor den rechnerisch ermittelten Werten.
Allgemeiner Konsens ist die Notwendigkeit von weiterführenden Forschung und Konkretisierung der
vorhandenen Regelungen. U.a.
Christoph Schierz, TU Ilmenau, FG Lichttechnik, 2012:
Welches die zulässige Dauer einer Blendwirkung sein soll, ist eigentlich keine wissenschaftliche Fragestellung, sondern eine der gesellschaftlichen Vereinbarung: Wie viele Prozent stark belästigter Personen in der exponierten Bevölkerung will man zulassen? Die Wissenschaft müsste aber eine Aussage darüber
liefern können, welche Expositionsdauer zu welchem Anteil stark Belästigter führt. Wie bereits erwähnt,
stehen Untersuchungen dazu noch aus. .. Es existieren noch keine rechtlichen oder normativen Methoden
zur Bewertung von Lichtimmissionen durch von Solaranlagen gespiegeltes Sonnenlicht.

Michaela Fischbach, Wolfgang Rosenthal, Solarpraxis AG:
Während die Berechnungen möglicher Reflexionsrichtungen klar aus geometrischen Verhältnissen folgen,
besteht hinsichtlich der Risikobewertung reflektierten Sonnenlichts noch erheblicher Klärungsbedarf...
Im Zusammenhang mit der Übernahme zeitlicher Grenzwerte der Schattenwurfrichtlinie besteht noch Forschungsbedarf hinsichtlich der belästigenden Wirkung statischer Sonnenlichtreflexionen. Da in der LichtRichtlinie klar unterschieden wird zwischen konstantem und Wechsellicht und es sich beim periodischen
Schattenwurf von Windenergieanlagen um das generell stärker belästigende Wechsellicht handelt, liegt die
Vermutung nahe, dass zeitliche Grenzwerte für konstante Sonnenlichtreflexionen deutlich über denen der
Schattenwurfrichtlinie anzusetzen wären.

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 12 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Schutzwürdige Räume
In der Licht-Leitlinie sind einige "schutzwürdige Räume" - also ortsfeste Standorte - aufgeführt, für die
zu bestimmten Tageszeiten störende oder belästigende Einflüsse durch Lichtimmissionen zu vermeiden
sind. Es fehlt6 allerdings eine Definition oder Empfehlung zum Umgang mit Verkehrswegen und auch
zu Schienen- und Kraftfahrzeugen als "beweglichen" Räumen. Eine Blendwirkung an beweglichen Standorten ist in Bezug zur Geschwindigkeit zu sehen, d.h. eine Reflexion kann an einem festen Standort
über mehrere Minuten auftreten, ist jedoch bei der Vorbeifahrt mit 100 km/h ggf. nur für Sekundenbruchteile wahrnehmbar. Aber trotz einer physiologisch unkritischen Leuchtdichte kann die Blendwirkung durch frequente Reflexionen subjektiv als störend empfunden werden (psychologische Blendwirkung). Vor diesem Hintergrund kann die Empfehlung der Licht-Leitlinie in Bezug auf die maximale
Dauer von Reflexionen in "schutzwürdigen Räumen" nicht ohne weiteres auf Fahrzeuge übertragen
werden. Die reinen Zahlen der Simulationsergebnisse sind immer auch im Kontext zu verstehen.
Einfallswinkel der Reflexion
Die Fachliteratur enthält ebenfalls keine einheitlichen Aussagen zur Berechnung und Beurteilung der
Blendwirkung von Fahrzeugführern durch reflektiertes Sonnenlicht und auch unter den Experten gibt es
bislang keine einheitliche Meinung, ab welchem Winkel eine Reflexion bei Tageslicht als objektiv störend empfunden wird. Dies hängt u.a. mit den Abbildungseigenschaften des Auges zusammen wonach
die Dichte der Helligkeitsrezeptoren (Zapfen) außerhalb des zentralen Schärfepunktes (Fovea Centralis)
abnimmt.
Überwiegend wird angenommen, dass Reflexionen in einem Winkel ab 20° zur Blickrichtung keine Beeinträchtigung darstellen. In einem Winkel zwischen 10° - 20° können Reflexionen eine moderate
Blendwirkung erzeugen und unter 10° werden sie überwiegend als Beeinträchtigung empfunden.
Vor diesem Hintergrund ist in dieser Untersuchung der für Reflexionen relevante Blickwinkel als Fahrtrichtung +/- 20° definiert.
Entfernung zur Immissionsquelle
Lt. Licht-Leitlinie "erfahren Immissionsorte, die sich weiter als ca. 100 m von einer Photovoltaikanlage entfernt befinden, erfahrungsgemäß nur kurzzeitige Blendwirkungen. Lediglich bei ausgedehnten Photovoltaikparks könnten auch weiter entfernte Immissionsorte noch relevant sein."

In der hier zur Anwendung kommenden Simulationssoftware werden alle Reflexionen berücksichtigt,
die aufgrund des Strahlenverlaufs gemäß Reflexionsgesetz physikalisch auftreten können. Daher sind die
reinen Ergebniswerte als konservativ/extrem anzusehen und werden ggf. relativiert bewertet. Insbesondere werden mögliche Reflexionen geringer gewichtet wenn die Immissionsquelle mehr als 100 m entfernt ist.

Licht-Leitlinie "2. Anwendungsbereich", Seite 2 ff., bzw. Anhang 2 ab Seite 22

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 13 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Sonderfall Zugführer
Das Simulationsprogramm ermittelt alle Lichtstrahlen/Reflexionen die einen Immissionsort erreichen
können (360°). Das Verfahren ist rechnerisch korrekt aber es kann die Realität von bestimmten Umgebungen nicht ausreichend abbilden.
Der Arbeitsplatz des Zugführers hat ein eingeschränktes Sichtfeld u.a. um während der Fahrt Störungen
aus dem seitlichen Sichtbereich zu verhindern. Die folgenden Bilder zeigen den Frontbereich von gängigen Loks bzw. Triebwagentypen.

Bild 3.6.1: Fensterfront gängiger Loktypen (Quelle: Wikipedia, CC0 1.0 Lizenz, Ausschnitt bearbeitet)

Konstruktionsbedingt verfügen auch aktuelle Lokomotiven bzw. Triebwagen nur über einen eingeschränkten Sichtbereich und daher können potentielle Reflexionen den Zugführer kaum erreichen. Die
o.g. Aspekte unterstützen die gängige Einschätzung, dass der Sichtbereich für Zug- und Fahrzeugführer
auf +/-20° zur Fahrtrichtung als relevant festgelegt ist. Die in der Simulation berechneten Ergebnisse
beziehen sich auf einen Ort im freien Raum (360° Rundumblick) und sind daher nur mit Einschränkungen verwendbar. Die folgenden Bilder zeigen beispielhaft den Führerstand gängiger Loktypen und den
Sichtbereich der Zugführer.

Bild 3.6.2: Blick aus dem Führerstand. Links Baureihe 143, rechts 155 (Quelle: Wikipedia, CC0 1.0 Lizenz, Ausschnitt)

Es ist im Rahmen dieser Untersuchung nicht möglich alle aktuellen bzw. auch älteren Baureihen der
zum Einsatz kommenden Loktypen mit den jeweiligen Fenstergrößen, dem Sichtwinkel von Sitzplatz zu
Fensteraußenkante sowie Sitzhöhe des Zugführers zu simulieren. Beispielsweise wird die momentan
noch verwendete Baureihe 143 / 243 (RB) u.a. aufgrund der gestiegenen Sicherheitsanforderungen
(Crash-Optimierung) bis 2021 gegen neuere Baureihen oder Triebwagen ersetzt. Aber auch hier ist die
Fensterfront im Randbereich überwiegend nur unwesentlich verändert und daher sind die entsprechenden Aspekte der Simulation weiterhin anwendbar.
04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 14 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Sonstige Einflüsse
Aufgrund von technischen Limitierungen geht die Simulationssoftware zu jedem Zeitpunkt von sog.
clear-sky Bedingungen aus, d.h. einem wolkenlosen Himmel und entsprechender Sonneneinstrahlung.
Daher stellt das Simulationsergebnis immer die höchst mögliche Blendwirkung dar.
Dies entspricht nicht den realen Wetterbedingungen insbesondere in den Morgen- oder Abendstunden,
in denen die Reflexionen auftreten können. Einflüsse wie z.B. Frühnebel, Dunst oder besondere, lokale
Wetterbedingungen können nicht berechnet werden.
In der Lichtleitlinie gibt es keine Hinweise wie mit meteorologischen Informationen zu verfahren ist
obwohl zahlreiche Datenquellen und Klima-Modelle (z.B. TMY7) vorhanden sind. Der Deutsche Wetterdienst DWD hat für Deutschland für das Jahr 2021 eine mittlere Wolkenbedeckung8 von ca. 88 %
ermittelt. Der Durchschnittswert für den Zeitraum 1982-2009 liegt bei 62,5 % - 75 %.
Aber auch der Geländeverlauf und Informationen über möglichen Sichtschutz durch Hügel, Bäume
oder andere Objekte können nicht ausreichend verarbeitet werden.
Es handelt sich dabei allerdings um Limitierungen der Software und nicht um Vorgaben für die Berechnung von Reflexionen. Eine realitätsnahe Simulation ist mit der aktuell verfügbaren Simulationssoftware
nur begrenzt möglich.
Kategorien von Reflexionen
Fachleute sind überwiegend der Meinung, dass die sog. Absolutblendung, die eine Störung der Sehfähigkeit bewirkt, ab einer Leuchtdichte von ca. 100.000 cd/m2 beginnt. Störungen sind z.B. Nachbilder in
Form von hellen Punkten nachdem in die Sonne geschaut wurde. Auch in der LAI Licht-Leitlinie ist
dieser Wert angegeben (S. 21, der Wert ist bezogen auf die Tagesadaption des Auges).
Aber nicht alle Reflexionen führen zwangsläufig zu einer Blendwirkung, da es sich neben den messbaren
Effekten auch in einem hohen Maß um eine subjektiv empfundene Erscheinung/Irritation handelt (Psychologische Blendwirkung). Das Forschungsinstitut Sandia National Labortories (USA) hat verschiedene Untersuchungen auf diesem Gebiet analysiert und eine Skala entwickelt, die die Wahrscheinlichkeit
für Störungen/Nachbilder durch Lichtimmissionen in Bezug zu ihrer Intensität kategorisiert. Diese Kategorisierung entspricht dem Bezug zwischen Leuchtdichte (W/cm2) und Ausdehnung (Raumwinkel,
mrad). Die folgende Skizze zeigt die Bewertungsskala in der Übersicht und auch das hier verwendete
Simulationsprogramm stellt die jeweiligen Messergebnisse in ähnlicher Weise dar.

Bild 3.6.3: Kategorisierung von Reflexionen (Quelle: Sandia National Labortories, siehe auch Diagramme im Anhang)
7
8

Handbuch: https://www.nrel.gov/docs/fy08osti/43156.pdf
DWD Service: https://www.dwd.de/DE/leistungen/rcccm/int/rcccm_int_cfc.html
Bild: https://www.dwd.de/DWD/klima/rcccm/int/rcc_eude_cen_cfc_mean_2021_17.png

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 15 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Ergebnisse

Die Berechnung der potentiellen Blendwirkung der PV Anlage Ennigerloh wird für 3 exemplarisch gewählte Messpunkte durchgeführt. Das Ergebnis ist die Anzahl von Minuten pro Jahr, in denen eine
Blendwirkung der Kategorien „Minimal“ und „Gering“ auftreten kann.
Die Kategorien entsprechen den Wertebereichen der Berechnungsergebnisse in Bezug auf Leuchtdichte
und -dauer. Die Wertebereiche sind im Diagramm 3.6.3 auch als farbige Flächen dargestellt:
 Minimale Wahrscheinlichkeit für temporäre Nachbilder
 Geringe Wahrscheinlichkeit für temporäre Nachbilder
Die unbereinigten Ergebnisse (Rohdaten) beinhalten alle rechnerisch ermittelten Reflexionen, auch solche, die lt. Ausführungen der LAI Lichtleitlinie zu schutzwürdigen Zonen zu vernachlässigen sind. U.a.
sind Reflexionen mit einem Differenzwinkel zwischen Sonne und Immissionsquelle von weniger als 10°
zu vernachlässigen, da in solchen Konstellationen die Sonne selbst die Ursache für eine mögliche
Blendwirkung darstellt. Auch Reflexionen die im „nächtlichen Zeitfenster“ von 22:00 – 06:00 Uhr auftreten würden, sind zu relativieren bzw. zu vernachlässigen. Nach Bereinigung der Rohdaten sind die
Ergebnisse üblicherweise um ca. 20 - 50% geringer und es sind nur noch Werte der Kategorie „Gelb“
vorhanden. D.h. es besteht eine geringe Wahrscheinlichkeit für temporäre Nachbilder.
Im folgenden Abschnitt werden die Ergebnisse an den jeweiligen Messpunkten im Detail beschrieben.

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 16 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

4.1

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Ergebnisse am Messpunkt P1, Bahnstrecke Südost

Am Messpunkt P1 auf der Bahnstrecke nordöstlich der geplanten PV Anlage können rein rechnerisch
bei der Fahrt Richtung Südwesten (Neubeckum) Reflexionen durch das PV Feld 3 auftreten. Diese können zwischen dem 28. März und dem 14. September abends zwischen 17:28 – 18:54 Uhr für 5 bis max.
31 Minuten pro Tag9 aus westlicher Richtung auftreten. Die Einfallswinkel von potentiellen Reflexionen
liegen allerdings mit +18° bis +41° rechts (westlich) zur Fahrtrichtung überwiegend außerhalb des für
Zugführer relevanten Sichtwinkels und daher sind Reflexionen zu vernachlässigen. Eine Beeinträchtigung für Zugführer durch die PV Anlage kann mit hinreichender Wahrscheinlichkeit ausgeschlossen
werden. Die Sichtbarkeit von DB Signalanlagen ist nicht beeinträchtigt.
Die folgende Skizze zeigt die Situation am Messpunkt P1 auf Basis der unbereinigten Rohdaten.

Bild 4.1.1: Situation am Messpunkt P1 (Quelle: Google Earth / SolPEG)

Der grün markierte Bereich ist der für Zugführer relevante Sichtbereich (Fahrtrichtung +/-20°, ca. 100
m). Im gelb/weiß markierten Bereich können theoretisch Reflexionen durch die PV Anlage auftreten.
Nach Bereinigung der Rohdaten wäre der Bereich entsprechend kleiner bzw. schmaler.
Entlang der Bahnstrecke ist ein ausgeprägter Bewuchs aus Büschen und Bäumen vorhanden, der als
Sichtschutz gewertet werden kann, da ein direkter Sichtkontakt zur Immissionsquelle überwiegend verhindert wird. Aber selbst wenn der Bewuchs komplett gerodet werden sollte, wäre aufgrund des Einfallswinkels eine Beeinträchtigung durch Reflexionen durch die PV Anlage wenig wahrscheinlich. Die
folgenden Fotos verdeutlichen diesen Aspekt.
9

Generell wird das Auftreten von Reflexionen an weniger als 5 Minuten pro Tag nicht berücksichtigt (Messunsicherheit)

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 17 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Die folgenden Fotos zeigen die Situation am Messpunkt P1 bei der Fahrt Richtung Südwesten aus Sicht
des Zugführers. Der relevante Sichtwinkel ist leicht heller dargestellt. Die Fotos verdeutlichen, dass die
Flächen der PV Anlage zwar im Randbereich evt. sichtbar sind aber Beeinträchtigungen durch
potentielle Reflexionen sind nicht wahrscheinlich, da diese nur außerhalb des relevante Sichtwinkels,
außerhalb des Bildes auftreten würden.

Bild 4.1.2: Foto am Messpunkt P1 (Quelle: Youtube Video, Ausschnitt)

Foto auf einem anderen Gleis und daher mit leicht anderer Perspektive.

Bild 4.1.3: Foto am Messpunkt P1 (Quelle: Youtube Video, Ausschnitt)

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 18 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

4.2

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Ergebnisse am Messpunkt P2, Bahnstrecke Mitte

Am Messpunkt P2 auf der Bahnstrecke südlich der geplanten PV Anlage können bei der Fahrt Richtung
Südwesten theoretisch Reflexionen durch die PV Anlage auftreten. Diese können zwischen dem 21.
April und dem 22. August abends zwischen 18:17 – 19:07 Uhr für 5 bis max. 19 Minuten pro Tag aus
westlicher Richtung auftreten. Das folgende Diagramm verdeutlicht die Verteilung der Minuten pro Tag
im Jahresverlauf bzw. im relevanten Zeitraum.

Bild 4.2.1: Anzahl der Minuten pro Tag mit Reflexionen (Quelle: Simulationsergebnisse / SolPEG)

Die Einfallswinkel von potentiellen Reflexionen liegen allerdings auch hier mit +18° bis +42° rechts
(westlich) zur Fahrtrichtung überwiegend außerhalb des für Zugführer relevanten Sichtwinkels.
Die folgende Skizze zeigt die Situation am Messpunkt P2 auf Basis der unbereinigten Rohdaten.

Bild 4.2.2: Situation am Messpunkt P2 (Quelle: Google Earth / SolPEG)

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 19 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Die folgende Skizze (Pseudo 3D) zeigt beispielhaft die Simulation des Sonnenstandes am Messpunkt P2
am 09. Juni abends um 19:00 Uhr. Rechts im Bild, deutlich außerhalb des relevanten Sichtwinkels, ist der
Bereich markiert, in dem potentielle Reflexionen auftreten könnten.

Bild 4.2.3: Situation am Messpunkt P2 (Quelle: Google Earth / SolPEG)

Zum Vergleich zeigt das folgende Foto die Situation am Messpunkt P2 in der Realität, Blick Richtung
Südwesten. Der relevante Sichtwinkel ist leicht heller dargestellt. Das Foto verdeutlicht, dass die Flächen
der PV Anlage zwar im Randbereich evt. sichtbar sein könnten aber eine Beeinträchtigung für Zugführer durch potentielle Reflexionen kann mit hinreichender Wahrscheinlichkeit ausgeschlossen werden.
Die Sichtbarkeit von DB Signalanlagen ist nicht beeinträchtigt.

Bild 4.2.4: Foto am Messpunkt P2 (Quelle: Youtube Video, Ausschnitt)

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 20 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

4.3

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Ergebnisse am Messpunkt P3, Bahnstrecke Nordost

Der Verlauf der Bahnstrecke ist im Bereich von Messpunkt P3 unverändert gegenüber den anderen
Messpunkten (250° SW) und dementsprechend ist mit ähnlichen Simulationsergebnissen zu rechnen.
Auch im Bereich von Messpunkt P3 auf der Bahnstrecke können theoretisch Reflexionen durch die PV
Anlage (PV Feld 1) auftreten. Diese können zwischen dem 21. April und dem 21. August abends zwischen 18:17 – 19:18 Uhr für 5 bis max. 29 Minuten pro Tag aus westlicher Richtung auftreten.
Die Einfallswinkel von potentiellen Reflexionen liegen auch hier mit +18° bis +42° rechts (westlich) zur
Fahrtrichtung überwiegend außerhalb des für Zugführer relevanten Sichtwinkels.
Zur Veranschaulichung ist in der folgenden Skizze das Auftreten von potentiellen Reflexionen am
Messpunkt P3 grafisch dargestellt.

Bild 4.3.1: Situation am Messpunkt P3 (Quelle: Google Earth / SolPEG)

Der grün markierte Bereich symbolisiert den für Fahrzeugführer relevanten Sichtwinkel (Fahrtrichtung
+/-20°, ca. 100m). Im gelb/weiß markierten Bereich westlich der Fahrbahn können theoretisch Reflexionen durch das PV Feld 1 auftreten. Nach Bereinigung der Rohdaten ist die Fläche entsprechend kleiner
bzw. schmaler.
Eine Beeinträchtigung für Zugführer durch potentielle Reflexionen im Bereich von Messpunkt P3 kann
mit hinreichender Wahrscheinlichkeit ausgeschlossen werden. Die Sichtbarkeit von DB Signalanlagen ist
nicht beeinträchtigt.
Bei der Fahrt Richtung Nordosten sind keine Reflexionen durch die PV Flächen nachweisbar. Das ist
darin begründet, dass in den betreffenden Zeiten in den frühen Morgenstunden die Sonne überwiegend
dicht über dem Horizont (0,1° - 10°) steht und überwiegend selbst Ursache für Blendwirkungen darstellt.

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 21 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Das folgende Foto zeigen die Situation am Messpunkt P3 bei der Fahrt Richtung Südwesten aus Sicht
des Zugführers. Der relevante Sichtwinkel ist leicht heller dargestellt. Die Fotos verdeutlichen, dass die
PV Anlage zwar im Randbereich oberhalb einer Böschung evt. sichtbar ist aber Beeinträchtigungen
durch potentielle Reflexionen sind nicht wahrscheinlich, da diese nur außerhalb des relevanten
Sichtwinkels, außerhalb des Bildes auftreten würden.

Bild 4.3.2: Foto am Messpunkt P3, Blick Richtung Südwesten (Quelle: Youtube Video, Ausschnitt)

Zum Vergleich zeigt das folgende Foto die Situation bei der Fahrt Richtung Nordosten.

Bild 4.3.3: Foto am Messpunkt P3 (Quelle: Youtube Video, Ausschnitt)

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 22 von 39

SolPEG GmbH
Normannenweg 17-21
20537 Hamburg
Germany

4.4

+49 40 79 69 59 36
+49 40 79 69 59 38
info@solpeg.com
www.solpeg.com

Ergebnisse am Messpunkt P4, Gebäude nordwestlich

Messpunkt P4 nordwestlich der PV Anlage wurde zu Kontrollzwecken untersucht da aufgrund der Lage
in diesem Bereich aufgrund des Strahlenverlaufes gemäß Reflexionsgesetz kaum mit Reflexionen durch
die PV Anlage zu rechnen ist. Erwartungsgemäß sind keine Reflexionen durch die PV Anlage nachweisbar. Eine Beeinträchtigung für Anwohner durch die PV Anlage im Sinne der LAI Lichtleitlinie kann mit
hinreichender Sicherheit ausgeschlossen werden.

Zusammenfassung der Ergebnisse

Die potentielle Blendwirkung der hier betrachteten PV Anlage „Ennigerloh“ kann als „geringfügig“
klassifiziert10 werden. Im Vergleich zur Blendwirkung durch direktes Sonnenlicht oder durch Spiegelungen von Windschutzscheiben, Wasserflächen, Gewächshäusern o.ä. ist diese „vernachlässigbar“. Unter
Berücksichtigung von weiteren Einflussfaktoren wie z.B. Geländestruktur, lokalen Wetterbedingungen
(Frühnebel, etc.) kann die Wahrscheinlichkeit für das Auftreten von Reflexion durch die PV Anlage als
gering eingestuft werden.
Der Auftraggeber hat bei der geplanten PV Anlage Ennigerloh mit dem Einsatz von PV Modulen mit
Anti-Reflexionsschicht die nach aktuellem Stand der Technik möglichen Maßnahmen zur Reduzierung
von potentiellen Reflexionen vorgesehen.
Die Analyse von 4 exemplarisch gewählten Messpunkten zeigt nur eine geringfügige, theoretische Wahrscheinlichkeit für Reflexionen. Zugführer auf der Bahnstrecke Hamm-Minden werden nicht durch potentielle Reflexionen durch die PV Anlage beeinträchtigt da die Einfallswinkel überwiegend deutlich
außerhalb des für Zugführer relevanten Sichtwinkels liegen. Die Sichtbarkeit von DB Signalanlagen ist
nicht beeinträchtigt.
Die Wohngebäude im Nordwesten können lt. Strahlenverlauf gemäß Reflexionsgesetz nicht von Reflexionen erreicht werden. Beeinträchtigungen von Anwohnern bzw. schutzwürdigen Zonen im Sinne der
LAI Lichtleitlinie sind nicht gegeben.
Es ist davon auszugehen, dass die theoretisch berechneten Reflexionen in der Praxis keine Blendwirkung entwickeln werden. Details zu den Ergebnissen an den jeweiligen Messpunkten finden sich in Abschnitt 4.
Vor dem Hintergrund dieser Ergebnisse sind keine speziellen Sichtschutzmaßnahmen erforderlich bzw.
angeraten und es bestehen keine Einwände gegen das Bauvorhaben.

Schlussbemerkung

Die hier dargestellten Untersuchungen, Sachverhalte und Einschätzungen wurden nach bestem Wissen
und Gewissen und anhand von vorgelegten Informationen, eigenen Untersuchungen und weiterführenden Recherchen angefertigt. Eine Haftung für etwaige Schäden, die aus diesen Ausführungen bzw. weiteren Maßnahmen erfolgen, kann nicht übernommen werden.

Hamburg, den 04.08.2022

___________________
Dieko Jacobi / SolPEG GmbH

Die Klassifizierung entspricht den Wertebereichen der Simulationsergebnisse

04.08.2022

Blendgutachten – PVA Oelde Ennigerloh

Seite 23 von 39

© Copyright Information | Document reference: 20220804.150304DJ
20220725.124939DJ | Dieko Jacobi / SolPEG GmbH | Copy, transfer, extract without written noctice prohibited

FORGESOLAR GLARE ANALYSIS
Project: Ennigerloh
Site configuration: Ennigerloh
Created 22 Jul, 2022
Updated 22 Jul, 2022
Time-step 1 minute
Timezone offset UTC1
Site ID 72916.12842
Category 5 MW to 10 MW
DNI peaks at 1,000.0 W/m^2
Ocular transmission coefficient 0.5
Pupil diameter 0.002 m
Eye focal length 0.017 m
Sun subtended angle 9.3 mrad
Methodology V2

Summary of Results
PV Array

Glare with potential for temporary after-image predicted

Tilt

Orient

PV Feld 1

12.0

PV Feld 2

12.0

PV Feld 3

12.0

Annual Green Glare

Annual Yellow Glare

Energy

min

kWh

160.0

0.0

10,113

168.6

160.0

0.2

4,728

78.8

160.0

0.3

9,246

154.1

Total annual glare received by each receptor; may include duplicate times of glare from multiple reflective surfaces.
Receptor

Annual Green Glare
min

Annual Yellow Glare
hr

min

OP 1

0.2

8,863

147.7

OP 2

0.0

8,377

139.6

OP 3

0.3

6,847

114.1

OP 4

0.0

Page 1 of 14
© Copyright Information | Document reference: 20220804.150304DJ
20220725.124939DJ | Dieko Jacobi / SolPEG GmbH | Copy, transfer, extract without written noctice prohibited

Component Data
PV Arrays
Name: PV Feld 1
Axis tracking: Fixed (no rotation)
Tilt: 12.0°
Orientation: 160.0°
Rated power: Panel material: Smooth glass with AR coating
Reflectivity: Vary with sun
Slope error: correlate with material

Vertex

Latitude (°)

Longitude (°)

Ground elevation (m)

Height above ground (m)

Total elevation (m)

51.817446

8.076449

103.30

1.50

104.80

51.819071

8.076084

102.38

1.50

103.88

51.819210

8.076889

102.50

1.50

104.00

51.819191

8.077490

102.65

1.50

104.15

51.819701

8.079882

102.62

1.50

104.12

51.818468

8.080183

102.04

1.50

103.54

51.818507

8.080461

102.53

1.50

104.03

51.818322

8.080537

102.48

1.50

103.98

Name: PV Feld 2
Axis tracking: Fixed (no rotation)
Tilt: 12.0°
Orientation: 160.0°
Rated power: Panel material: Smooth glass with AR coating
Reflectivity: Vary with sun
Slope error: correlate with material

Vertex

Latitude (°)

Longitude (°)

Ground elevation (m)

Height above ground (m)

Total elevation (m)

51.819748

8.080247

102.10

1.50

103.60

51.819821

8.080515

102.01

1.50

103.51

51.819714

8.080569

101.98

1.50

103.48

51.819920

8.081674

102.18

1.50

103.68

51.818706

8.082017

103.33

1.50

104.83

51.818355

8.080622

102.55

1.50

104.05

Page 2 of 14
© Copyright Information | Document reference: 20220804.150304DJ
20220725.124939DJ | Dieko Jacobi / SolPEG GmbH | Copy, transfer, extract without written noctice prohibited

Name: PV Feld 3
Axis tracking: Fixed (no rotation)
Tilt: 12.0°
Orientation: 160.0°
Rated power: Panel material: Smooth glass with AR coating
Reflectivity: Vary with sun
Slope error: correlate with material

Vertex

Latitude (°)

Longitude (°)

Ground elevation (m)

Height above ground (m)

Total elevation (m)

51.820000

8.081985

102.19

1.50

103.69

51.820252

8.083347

101.05

1.50

102.55

51.820729

8.083970

102.07

1.50

103.57

51.820789

8.084270

100.75

1.50

102.25

51.819317

8.084764

101.63

1.50

103.13

51.818786

8.082285

102.95

1.50

104.45

Discrete Observation Point Receptors
Name

Latitude (°)

Longitude (°)

Elevation (m)

Height (m)

OP 1

51.819409

8.085997

101.28

2.00

OP 2

51.818368

8.081459

102.18

2.00

OP 3

51.817592

8.077908

101.85

2.00

OP 4

51.820497

8.077886

106.32

2.00

Page 3 of 14
© Copyright Information | Document reference: 20220804.150304DJ
20220725.124939DJ | Dieko Jacobi / SolPEG GmbH | Copy, transfer, extract without written noctice prohibited

Glare Analysis Results
Summary of Results
PV Array

Glare with potential for temporary after-image predicted

Tilt

Orient

PV Feld 1

12.0

PV Feld 2

12.0

PV Feld 3

12.0

Annual Green Glare

Annual Yellow Glare

Energy

min

kWh

160.0

0.0

10,113

168.6

160.0

0.2

4,728

78.8

160.0

0.3

9,246

154.1

Total annual glare received by each receptor; may include duplicate times of glare from multiple reflective surfaces.
Receptor

Annual Green Glare

Annual Yellow Glare

min

OP 1

0.2

8,863

147.7

OP 2

0.0

8,377

139.6

OP 3

0.3

6,847

114.1

OP 4

0.0

PV: PV Feld 1

potential temporary after-image

Receptor results ordered by category of glare
Receptor

Annual Green Glare

Annual Yellow Glare

min

OP 1

0.0

997

16.6

OP 2

0.0

3,684

61.4

OP 3

0.0

5,432

90.5

OP 4

0.0

Page 4 of 14
© Copyright Information | Document reference: 20220804.150304DJ
20220725.124939DJ | Dieko Jacobi / SolPEG GmbH | Copy, transfer, extract without written noctice prohibited

PV Feld 1 and OP 2
Receptor type: Observation Point
3,684 minutes of yellow glare
0 minutes of green glare

Page 6 of 14
© Copyright Information | Document reference: 20220804.150304DJ
20220725.124939DJ | Dieko Jacobi / SolPEG GmbH | Copy, transfer, extract without written noctice prohibited

PV Feld 1 and OP 3
Receptor type: Observation Point
5,432 minutes of yellow glare
0 minutes of green glare

PV Feld 1 and OP 4
Receptor type: Observation Point
No glare found

Page 7 of 14
© Copyright Information | Document reference: 20220804.150304DJ
20220725.124939DJ | Dieko Jacobi / SolPEG GmbH | Copy, transfer, extract without written noctice prohibited

PV: PV Feld 2

potential temporary after-image

Receptor results ordered by category of glare
Receptor

Annual Green Glare

Annual Yellow Glare

min

OP 1

0.2

1,360

22.7

OP 2

0.0

2,830

47.2

OP 3

0.0

538

9.0

OP 4

0.0

PV Feld 2 and OP 1
Receptor type: Observation Point
1,360 minutes of yellow glare
12 minutes of green glare

Page 8 of 14
© Copyright Information | Document reference: 20220804.150304DJ
20220725.124939DJ | Dieko Jacobi / SolPEG GmbH | Copy, transfer, extract without written noctice prohibited

PV Feld 2 and OP 2
Receptor type: Observation Point
2,830 minutes of yellow glare
0 minutes of green glare

Page 9 of 14
© Copyright Information | Document reference: 20220804.150304DJ
20220725.124939DJ | Dieko Jacobi / SolPEG GmbH | Copy, transfer, extract without written noctice prohibited

PV Feld 2 and OP 3
Receptor type: Observation Point
538 minutes of yellow glare
0 minutes of green glare

PV Feld 2 and OP 4
Receptor type: Observation Point
No glare found

Page 10 of 14
© Copyright Information | Document reference: 20220804.150304DJ
20220725.124939DJ | Dieko Jacobi / SolPEG GmbH | Copy, transfer, extract without written noctice prohibited

PV: PV Feld 3

potential temporary after-image

Receptor results ordered by category of glare
Receptor

Annual Green Glare

Annual Yellow Glare

min

OP 1

0.0

6,506

108.4

OP 2

0.0

1,863

31.1

OP 3

0.3

877

14.6

OP 4

0.0

PV Feld 3 and OP 1
Receptor type: Observation Point
6,506 minutes of yellow glare
0 minutes of green glare

Page 11 of 14
© Copyright Information | Document reference: 20220804.150304DJ
20220725.124939DJ | Dieko Jacobi / SolPEG GmbH | Copy, transfer, extract without written noctice prohibited

Assumptions
"Green" glare is glare with low potential to cause an after-image (flash blindness) when observed prior to a typical blink response time.
"Yellow" glare is glare with potential to cause an after-image (flash blindness) when observed prior to a typical blink response time.
Times associated with glare are denoted in Standard time. For Daylight Savings, add one hour.
The algorithm does not rigorously represent the detailed geometry of a system; detailed features such as gaps between modules, variable
height of the PV array, and support structures may impact actual glare results. However, we have validated our models against several
systems, including a PV array causing glare to the air-traffic control tower at Manchester-Boston Regional Airport and several sites in
Albuquerque, and the tool accurately predicted the occurrence and intensity of glare at different times and days of the year.
Several V1 calculations utilize the PV array centroid, rather than the actual glare spot location, due to algorithm limitations. This may affect
results for large PV footprints. Additional analyses of array sub-sections can provide additional information on expected glare. This primarily
affects V1 analyses of path receptors.
Random number computations are utilized by various steps of the annual hazard analysis algorithm. Predicted minutes of glare can vary
between runs as a result. This limitation primarily affects analyses of Observation Point receptors, including ATCTs. Note that the SGHAT/
ForgeSolar methodology has always relied on an analytical, qualitative approach to accurately determine the overall hazard (i.e. green vs.
yellow) of expected glare on an annual basis.
The analysis does not consider obstacles (either man-made or natural) between the observation points and the prescribed solar installation that
may obstruct observed glare, such as trees, hills, buildings, etc.
The subtended source angle (glare spot size) is constrained by the PV array footprint size. Partitioning large arrays into smaller sections will
reduce the maximum potential subtended angle, potentially impacting results if actual glare spots are larger than the sub-array size. Additional
analyses of the combined area of adjacent sub-arrays can provide more information on potential glare hazards. (See previous point on related
limitations.)
The variable direct normal irradiance (DNI) feature (if selected) scales the user-prescribed peak DNI using a typical clear-day irradiance profile.
This profile has a lower DNI in the mornings and evenings and a maximum at solar noon. The scaling uses a clear-day irradiance profile based
on a normalized time relative to sunrise, solar noon, and sunset, which are prescribed by a sun-position algorithm and the latitude and longitude
obtained from Google maps. The actual DNI on any given day can be affected by cloud cover, atmospheric attenuation, and other
environmental factors.
The ocular hazard predicted by the tool depends on a number of environmental, optical, and human factors, which can be uncertain. We
provide input fields and typical ranges of values for these factors so that the user can vary these parameters to see if they have an impact on
the results. The speed of SGHAT allows expedited sensitivity and parametric analyses.
The system output calculation is a DNI-based approximation that assumes clear, sunny skies year-round. It should not be used in place of more
rigorous modeling methods.
Hazard zone boundaries shown in the Glare Hazard plot are an approximation and visual aid based on aggregated research data. Actual ocular
impact outcomes encompass a continuous, not discrete, spectrum.
Glare locations displayed on receptor plots are approximate. Actual glare-spot locations may differ.
Refer to the Help page at www.forgesolar.com/help/ for assumptions and limitations not listed here.

Default glare analysis parameters and observer eye characteristics (for reference only):
• Analysis time interval: 1 minute
• Ocular transmission coefficient: 0.5
• Pupil diameter: 0.002 meters
• Eye focal length: 0.017 meters
• Sun subtended angle: 9.3 milliradians

Page 14 of 14
© Copyright Information | Document reference: 20220804.150304DJ
20220725.124939DJ | Dieko Jacobi / SolPEG GmbH | Copy, transfer, extract without written noctice prohibited

© Copyright Information | Document reference: 20220804.150304DJ
20220725.124939DJ | Dieko Jacobi / SolPEG GmbH | Copy, transfer, extract without written noctice prohibited