Beleidsregel nautisch beheer en vaarwegbeheer Fryslân 2024

Ondertekening

Bijlage 1 Afbeelding trailerhelling

Zie voor uitleg over trailerhellingen ook de notitie trailerhelling Sportvisserij Nederland. Dit is ook de bron van bovenstaande figuren.

Bijlage 2 Radio en visuele hinder door zonneparken naast vaarwegen

Samenvatting

In het kader van de energietransitie in Nederland ontvangt Rijkswaterstaat (RWS) steeds vaker aanvragen voor het aanleggen van zonneparken langs snelwegen, vaarwegen en andere locaties waar RWS zorg voor draagt. Deze aanvragen gaan vrijwel altijd gepaard met de vraag of zij niet hinderlijk zullen zijn voor het passerend verkeer.

De Nederlandse Organisatie voor toegepast-natuurwetenschappelijk onderzoek (TNO) heeft meermaals voor individuele zonneparken berekend of deze hinder opleveren voor aangrenzend verkeer of de omgeving. In dit rapport wordt met een bredere blik gekeken. Om het toenemende aantal aanvragen te kunnen behandelen is het nodig om een algemene richtlijn of beoordelingsmethode te ontwikkelen waardoor een compleet onderzoek voor ieder zonnepark niet meer nodig is. De uitkomst van dit rapport is een opzet voor een dergelijke beoordelingsmethode.

TNO focust zich in dit rapport op vaarwegen en scheepvaart. Er wordt gekeken naar richtlijnen voor elektromagnetische en visuele hinder.

Elektromagnetische hinder is de degradatie die zich voordoet op die delen van het elektromagnetisch spectrum die gebruikt worden voor enige vorm van communicatie, informatieoverdracht en navigatie (Radio, AIS, GPS, 4G, etc.) waardoor deze minder goed functioneren.

Visuele hinder ontstaat als gevolg van reflectie van zonlicht (verblinding) en beperkt zo het zicht van een schipper of een bedienaar van een walinstallatie. Elektromagnetische hinder heeft dus vooral betrekking op de informatieoverdracht terwijl visuele hinder effect heeft op de directe waarneming.

Beide vormen van hinder zijn complexe verschijnselen waarin vele variabelen een rol spelen. Denk voor de elektromagnetische hinder bijvoorbeeld aan de systeemeigenschappen van de stoorbron en ontvanger, de afstand en relatieve positie tussen de stoorbron en ontvanger. Het berekenen van de elektromagnetische hinder wordt daarom gedaan met een propagatie model.

Wat betreft de elektromagnetische hinder geldt dat de CE-markering op PV-installaties géén garantie biedt voor een storingsvrije uitrol in een nautische communicatie omgeving. Zonder aanvullende eisen aan de installaties, kan de impact van de hoogfrequent uitstraling aanzienlijk zijn. Om in dergelijke gevallen de communicatie te waarborgen zijn mitigerende maatregelen nodig aan de zend- en ontvangst-infrastructuur van RWS (extra locaties met steunzenders, richtantennes, enz.), met substantiële financiële consequenties tot gevolg. Daarmee is de degradatie in communicatie tussen schepen onderling nog niet opgelost. Hoewel volgens Agentschap Telecom blijkt dat met name de professionele PV-installaties vaak ruim aan de normen voor uitstraling voldoen, geeft dat geen garantie dat er geen hinder of storing door een (toekomstige) PV-installatie zal optreden. C2000 heeft het grootste risico op degradatie van het netwerk, gevolgd door AIS/marifonie en GNSS systemen. Advies is om een maximale toename van de systeemruis met 3 dB te tolereren. Bij een grotere toename van de systeemruis kunnen de minimale audio (SINAD) en datakwaliteit (AIS) niet meer worden gegarandeerd, waardoor de dekkingsgebieden kleiner kunnen worden dan de verzorging vereist.

De voorziene enorme toename van het aantal PV-installaties en schakelende elektronica ten behoeve van de energietransitie, mag niet ten koste gaan van draadloze nautische communicatie. Het wordt aanbevolen dat -ter voorkoming van het risico op verstoring van maritieme radiocommunicatie- de EU-richtlijn 2014/30/EU van het Europese parlement en de raad betreffende de harmonisatie van de wetgevingen van de lidstaten inzake elektromagnetische compatibiliteit wordt aangescherpt.

Bij de visuele hinder spelen vooral de oriëntatie van de zonnepanelen, de schipper en de positie van de zon een grote rol. De berekeningen voor visuele hinder worden gedaan op basis van het Solar Glare Hazard Analysis Tool – model. Dit is een propagatiemodel voor reflecties waarbij ook menselijke eigenschappen worden meegenomen om te bepalen of de reflecties hinderlijk zijn. Er blijkt, net als in eerdere onderzoeken, dat hoewel de meeste zonnepaneelopstellingen in termen van ‘aantal uren hinder per jaar’ niet erg hinderlijk zijn, de “worst-case” opstelling uitermate veel reflectiehinder kan veroorzaken. Deze opstellingen identificeren is belangrijk voor de veiligheid.

Vanwege de complexiteit is het niet mogelijk om één algemene richtlijn op te stellen die toegepast kan worden op alle situaties om iedere vorm van hinder uit te sluiten. Om toch in alle situaties een beoordeling van de hinder te kunnen doen bevat dit rapport voor zowel elektromagnetische als visuele hinder tabellen en grafieken. Hierin kan worden opgezocht of en hoeveel hinder er optreedt in enige situatie. Er worden voorbeelden gegeven over hoe deze gegevens in de praktijk kunnen worden toegepast door RWS. Voor de visuele hinder zijn de uitkomsten ook gebundeld in een “tool” waarin op basis van drie invulvelden makkelijk de uitkomsten opgezocht kunnen worden. Op basis van grenswaarden wordt vervolgens een ruwe risico inschatting gemaakt. De risico inschatting moet echter wel geïnterpreteerd worden door RWS op basis van de infrastructurele context van de situatie. Het kan zijn dat voor kritieke punten op de vaarweg (zoals splitsingen, voorhavens van sluizen, maar ook bedienposten) de schatting te soepel is. TNO heeft geen zeggenschap over hoe deze uitkomsten uiteindelijk geoperationaliseerd worden door Rijkswaterstaat.

Door de opzet van het onderzoek en de tool is het in de huidige vorm niet mogelijk om zonnepanelen die ‘met de zon mee’ bewegen (de zon volgen) te beoordelen. Dit soort zonnepanelen zijn wel op de markt. Het is aannemelijk dat bewegende panelen vaker reflectiehinder kunnen veroorzaken. Nader onderzoek voortbouwend op de methoden die in dit onderzoek ontwikkeld zijn kan dit bevestigen.

Summary

Due to the transition to renewable energy, Rijkswaterstaat (in short: RWS; part of the Ministry of Infrastructure and Water Management) receives an increasing amount of permit requests to build solar parks near highways, waterways and other locations managed by RWS. These permit requests should, among other things, be judged on whether the solar park is a hindrance to nearby traffic.

In the past, The Dutch organization for applied scientific research (TNO) has calculated the hindrance to nearby traffic caused by individual solar parks. In this report a wider perspective is adopted. To keep up with the increasing number of permit requests a generic guideline or assessment method has been developed in the current project. This guideline or assessment method should end the necessity to start an entire research project for each individual (proposed) solar park.

TNO focusses on waterways and shipping in the current report. We investigate guidelines for both electromagnetic and visual hindrance. By “electromagnetic hindrance” we mean the hindrance in parts of the electromagnetic spectrum used for communication, information transfer and navigation (Radio, AIS, GPS, 4G, etc.). By “visual hindrance” we mean the hindrance a skipper or relevant personnel ashore experiences due to reflection of sunlight (dazzle). In short, electromagnetic hindrance affects the transfer of information and visual hindrance affects the perception of information.

Both forms of hindrance are complex phenomena in which many different parameters are involved. For electromagnetic hindrance think for example of the equipment properties of both interfering system and receiver, but also the distance and relative position of the two. Calculating the electromagnetic hindrance is done using an advanced model to simulate the electromagnetic propagation of the signals.

With regard to the electromagnetic hindrance, it is noted that the CE label on PV installations does not warrant the absence of interference on nautical communication. Without additional measures, the impact of high-frequent emissions can be significant. To warrant the quality of communication in those cases mitigating measures to the infrastructure would be needed (additional locations with relay stations, directional antennas, etc…) with substantial financial consequences.

Although the Radiocommunications Agency Netherlands (AT) observes that -in particular- professional PV installations mostly do conform to the emission standards, this does not warrant that (future) PV systems won’t cause interference or disturbances. The risk of network degradation is most prominent for C2000 followed by AIS/Radiotelephone Service and GNSS systems. A maximum increase in system noise by 3dB should be tolerated. Beyond that, the minimal audio (SINAD) and data quality (AIS) cannot be warranted resulting in reduced coverage than desired or required.

The increasing number of PV installations and electronic devices with switched power supplies must not jeopardise wireless communication. Our recommendation states that the Directive 2014/30/EU of the European Parliament and of the Council of 26 February 2014 on the harmonisation of the laws of the Member States relating to electromagnetic compatibility be tightened up.

For the visual hindrance the complexity is mostly geometric in nature. The orientation of the solar panels, the skipper and the position of the sun all play a major part. The calculations for the visual hindrance are done using a modified version of the Solar Glare Hazard Analysis Tool. This is a propagation model for reflections which accounts for human observers to determine whether a reflection is obstructive. We find that, like in previous research, most solar panel configurations do not result in significant hindrance in terms of hours per year. The “worst-case” configuration however can result in a very high amount and duration of hindrance. Identifying these scenario’s is important for safety.

Because of the complexity it is not possible to develop a one-size-fits-all guideline. Every situation and proposed solar park has many different factors that need to be taken into account. To make sense of this complex problem and to start assessing solar parks, this report provides many graphs and tables that can be used to lookup the amount of hindrance caused by placing a solar park in a certain situation. These results are presented for both electromagnetic and visual hindrance. The examples provided should help RWS to apply the results in practice. For the visual hindrance a “tool” is provided where someone can easily input three values and retrieve the exact calculated hindrance for that situation. Using these values a rough estimation of the risk is made based on the calculations and thresholds set in this report. This risk estimate is context dependent and it is up to RWS to decide to what extent a specific risk estimate is acceptable or not. This may depend on specific infrastructural characteristics of the situation. TNO has no influence on how these results will be implemented by RWS.

The current research set up(and the tool), does not allow for assessment of moving solar panels that follow the sun with their energy generating surface. Such solar panels do exist and are actively used, albeit less than static panels at the moment. It is reasonable to assume that moving solar panels could cause more hindrance than static ones. In future research this could be investigated extending the methods developed here.

1 Inleiding

De energietransitie vereist dat er wordt geïnvesteerd in alternatieve energiebronnen, zoals windturbines en zonneparken. Op grote schaal worden er door particulieren en ondernemers op daken van huizen en gebouwen zonnepanelen aangebracht. Zonneparken verrijzen op voormalige landbouwgrond, maar ook langs en in waterwegen, meren en in de kustwateren.

Door deze ontwikkelingen neemt het aantal aanvragen betreffende de bouw van zonneparken die bij Rijkswaterstaat binnenkomen toe. Hoewel Rijkswaterstaat graag toestaat dat zonneparken worden aangelegd, heeft zij als taak om de veiligheid van het scheepvaartverkeer te waarborgen. Zonneparken kunnen deze veiligheid in gevaar brengen door schippers te verblinden met de reflectie van de zon of door elektromagnetische straling uit te zenden waardoor radiocommunicatie (zoals marifonie) verstoord wordt.

Momenteel heeft Rijkswaterstaat geen kader om de hinder door plaatsing van zonnepanelen naast vaarwegen te beoordelen. Om het toenemend aantal aanvragen op efficiënte wijze te kunnen verwerken is er wel behoefte aan richtlijnen. Rijkswaterstaat vraagt aan De Nederlandse Organisatie voor toegepast-natuurwetenschappelijk onderzoek (TNO) om hulp bij het opstellen hiervan. Dit rapport zal zich focussen op de hinder door zonneparken op scheepvaartverkeer. De twee thema’s die terug zullen komen zijn visuele hinder (verblinding) en elektromagnetische hinder (verstoring radio, 4G, etc.).

Dit rapport begint met een literatuuronderzoek om in kaart te brengen wat er reeds bekend is over hinder door zonnepanelen langs vaarwegen. Voor radiohinder zal vooral gekeken worden naar bestaande hoogfrequent emissienormen met betrekking op de fotovoltaïsche (PV) installaties en de consequenties op alle veiligheid- en communicatieapparatuur op schepen en walstations. Voor visuele hinder zal met name gekeken worden naar bestaande modellen en onderzoeken betreffende hinder door zonnepanelen langs snelwegen en vliegvelden. Deze bestaande voorspellingen en modellen worden vervolgens uitgebreid voor toepassing op scheepvaartverkeer.

2 Theoretische achtergrond en literatuurstudie

Dit hoofdstuk behandelt de theoretische achtergrond van zowel elektromagnetische storing als visuele hinder.

Wat betreft elektromagnetische storing ligt hier de nadruk op de elektrische componenten die de storing veroorzaken en op de regelgeving waar de apparatuur reeds aan moet voldoen. Vervolgens gaan we in op de uitwerking van deze regelgeving in de praktijk. Hierbij besteden we speciaal aandacht aan eventueel aanvullende maatregelen.

Voor visuele hinder kijken we naar de eigenschappen van de panelen die bepalen hoeveel licht er door wordt weerkaatst. We bespreken kort een aantal mitigerende maatregelen om deze reflectie te beperken waarna we verschillende modellen behandelen die in de jaren zijn ontwikkeld om te voorspellen hoeveel hinder men ondervindt van bepaalde reflecties.

2.1 Radiocommunicatie en de invloed van (elektromagnetische) stoorbronnen

Radiocommunicatie kan worden verstoord door allerhande elektromagnetische straling. In dit rapport bespreken we enkel stoorbronnen van menselijke makelij (man-made noise), in het bijzonder door onderdelen van zonnevelden ofwel PV-installaties.

Ter voorkoming van dit soort verstoringen moet elektrische apparatuur voldoen aan de EU-richtlijn (EMCD) die refereert aan Europese geharmoniseerde normen1 zoals die zijn overeengekomen door fabrikanten, en gebruikers van het spectrum. Ze zijn geldig binnen Europa en ook voor apparatuur die wordt ingevoerd.

Het normerende deel van de richtlijn is objectief gedefinieerd in termen van maximale uitstraling in dBµV/m. In het volgende hoofdstuk wordt deze richtlijn verder toegelicht.

2.1.1 Achtergrond Elektromagnetische Storing

De efficiëntie van omzetting van licht naar elektriciteit door een zonnepaneel ligt bij de huidige stand van de techniek tussen de 20 en 24%. Om verdere verliezen te beperken moet de opgewekte elektriciteit vervolgens zo efficiënt mogelijk omgezet worden van gelijk- naar wisselspanning die aan het elektriciteitsnet kan worden aangeboden. Zogenaamde omvormers (“inverters”) verzorgen deze omzetting met een rendement dat tussen 95 en 99%2 ligt.

Het uitwisselen van elektrische energie tussen een gelijk- en wisselspanning, kan alleen effectief worden uitgevoerd door snel te schakelen. Dat wil zeggen, de gelijkspanning wordt als het ware in stukken gehakt, waarna het kan worden getransformeerd en gemoduleerd naar een wisselspanning die bijvoorbeeld aan het landelijke elektriciteitsnetwerk kan worden aangeboden. Hoe sneller er kan worden geschakeld, des te kleiner zijn de energieverliezen in het systeem. Een neveneffect van snel schakelen is dat er gedurende korte tijd zeer grote stromen gaan lopen waardoor er elektromagnetische straling ontstaat. Als deze straling ontsnapt uit de omvormer wordt het als elektromagnetische ruis ervaren waardoor de gevoeligheid van nabij opgestelde ontvangers af kan nemen. Dit effect wordt algemeen aangeduid als EMI en EMC (“Electro Magnetic Interference” en “Electro Magnetic Compatibility”).

Zonder aanvullende maatregelen zal een schakelende omzetter over een groot deel van het hoogfrequente deel van het radiospectrum deze energie uitzenden. In de praktijk van een paar kHz tot in het GHz gebied. Dus van middengolf, korte golf, FM-omroep, Marifonie, DAB+, IMT2020, C2000, GNDS, GMDSS tot radar aan toe. Satellietcommunicatie is minder gevoelig voor verstoring omdat met richtantennes van de aarde af, en daarmee weg van mogelijke stoorbronnen, wordt gekeken.

De intensiteit van de uitstraling van schakelende apparatuur neemt met toenemende frequentie af.

Een degelijk doordacht omvormerontwerp, aangevuld met filters en afscherming rondom de schakelende delen van de omzetter, kan de EMI-effecten minimaliseren. De mate waarin deze maatregelen zijn uitgevoerd verschilt echter sterk tussen de verschillende fabrikanten. Met name enkele leveranciers uit China presteren erg slecht.

De uitstraling van een omzetter is niet alleen bepalend voor stooreffecten. In feite bestaat het EMC probleem uit 2 delen: de directe uitstraling door de omzetter, en wat meestal belangrijker is: de hoogfrequente ruisstroom die door de omvormer in de bekabeling naar de zonnepanelen wordt geïnjecteerd. Het samenspel van die twee factoren bepaalt de storing die op enige afstand wordt ervaren.

2.1.2 Signaal-ruisverhouding

De signal-to-noise ratio (SNR) geeft de verhouding aan tussen de gewenste informatie (in het geval van marifonie: spraak) en de achtergrondruis op een logaritmische schaal. Hoe hoger de SNR, hoe beter de spraak van de achtergrond onderscheiden kan worden. Het begrip signaal-ruisverhouding is bij de ontvangst van radio signalen vooral op twee vlakken van toepassing: aan de ingang van een ontvanger en na demodulatie (bijvoorbeeld op de luidspreker). Voor de gebruiker is de SNR na demodulatie van belang, dat bepaalt immers hoe de audio wordt ervaren of hoe goed digitale data wordt verwerkt. De relatie tussen de SNR aan de ingang van een ontvanger en na demodulatie, is echter niet één op één. Bij amplitude modulatie (AM) zoals gebruikt in de luchtvaart is de relatie bijna één op één. Frequentie modulatie (FM) daarentegen heeft een zogenaamde verbeterfactor door de grotere bandbreedte die wordt ingenomen dan bij AM. Daardoor wordt bijvoorbeeld een SNR van 10 dB aan de ontvanger ingang vertaald naar een 16 dB audio SNR op de luidspreker.

De audio SNR wordt soms als SINAD (SIgnal Noise And Distortion) uitgedrukt, waarbij de mate van audio vervorming in de keten meetelt bij het bepalen van de verhouding tussen signaal en ruis. In de praktijk is het verschil tussen de gemeten audio SNR en SINAD bij lage waarden (≈ 20 dB) gering. De marifoon standaard hanteert SINAD bij het bepalen van de audiokwaliteit, daarom wordt daar in dit document aan gerefereerd.

2.1.3 Communicatie en navigatie beschermingsniveaus rondom vliegvelden

De International Civil Aviation Organization (ICAO) valt onder de Verenigde Naties en stelt normen en eisen aan veiligheid aan het civiele vliegverkeer. Eisen aan radiocommunicatie en navigatie worden door de ICAO beschreven in diverse documenten3 waarin ook naar de Internationale Telecommunicatie-unie (ITU) verwezen wordt.

SM.1009-14 beschrijft interferentie aspecten die tussen FM-omroep en luchtvaart communicatie en navigatie kunnen optreden.

Uit bovengenoemde documenten komen echter geen harde definities naar voren die een grens aangeven voor de absolute waarde van de omgevingsruis of de toename daarvan ten gevolge van menselijke activiteiten. Wel worden definities en richtlijnen aangegeven die moeten voorkomen dat de kwaliteit van spraak en navigatiesystemen onder gespecificeerde grenzen vallen. Zo mag bij aeronautische communicatie de kwaliteit van de audio, t.g.v. intermodulatie door FM-omroep stations, niet onder een signaal – ruisverhouding van 6 dB degraderen. 5Een waarde van 6 dB betekent dat de audio 4x zo sterk is als de ruis of storing die door FM-omroepzenders wordt geproduceerd. De mate van storing en de situaties waarbij die optreden heeft tot gevolg dat de ICAO niet altijd dezelfde waarden van minimale audio SNR’s gebruikt. In dit6 document van de ICAO wordt voor onderlinge interferentie (bijvoorbeeld tussen vliegtuigen die hetzelfde kanaal gebruiken, maar met andere vliegvelden communiceren) een minimale interferentie verhouding van 14 dB aangehouden. Ruis of interferentie worden doorgaans als de zelfde storingsgrootheid beschouwd. Signal-to-Noise of Signal-to-Interference worden daarom meestal met de afkorting SNR aangeduid. Er gelden voor de luchtvaart regels die een minimale kwaliteit garanderen, maar geen absolute beperkingen aan de omgevingsruis. Alleen voor communicatie tussen satellieten en vliegtuigen (AES) geldt een gespecificeerde limiet aan de toename van de omgevingsruis, namelijk 25%7. Voor vliegvelden gelden geen specifieke regels t.a.v. de omgevingsruis anders dan hiervoor gemeld.8

2.1.4 Uitgangspunten stoorbronnen en radio apparatuur

Elektrische en elektronische apparatuur moet aan uitstralingseisen voldoen die worden uitgedrukt als een ruis-veldsterkte die wordt bepaald op een gedefinieerde afstand van het object. De ruis-veldsterkte die het object uitstraalt kan een ontvanger bereiken en daarmee de bestaande ruisvloer verhogen. Hoe sterker de storende ruis, des te slechter wordt de ontvangst van het gewenste signaal. De veldsterkte wordt uitgedrukt in dBµV/m en neemt bij vrij zicht lineair af met de afstand.

Elektrische apparatuur is onderverdeeld in diverse klassen, zoals medisch, industrieel en consumenten, en in vermogensgroepen. In dit rapport zal steeds worden uitgegaan van industriële systemen waarbij de vermogensklassen ≤ 20 kVA en > 20 kVA zullen worden aangehouden voor kleine respectievelijk grote PV-installaties.

Voor klasse A apparatuur (industrieel, zakelijk of commercieel) gelden de volgende normen. De vermelde meetafstand van 10 m is een referentiewaarde en heeft verder niets van doen met beperkingen tot de aanwezigheid van apparatuur of veiligheid.

Tabel 1 Klasse A groep 1 emissielimieten9.

*) Door NEN EN55011 niet gespecificeerd onder 30 MHz en boven 1 GHz.

Voor de vaarwegen geldt dat radar, marifoon, AIS maar ook C2000 (rivierpolitie) van groot belang zijn voor de veiligheid van het scheepvaartverkeer.

2.1.5 Interferentiescenario’s

Het Ministerie van EZK is verantwoordelijk voor de radio communicatie in het gehele

Koninkrijk der Nederlanden, waarbij de uitvoering is neergelegd bij het Agentschap Telecom.

De verantwoordelijkheid voor de veiligheid op de Nederlandse vaarwegen ligt bij het

Ministerie van I & W, waarbij de uitvoering is belegd bij de bevoegde autoriteit, te weten

Rijkswaterstaat of een andere vaarwegbeheerder. Communicatie in de scheepvaart is door IMO, EU en CCNR wettelijk bepaald waarbij marifoon nog steeds het belangrijkste communicatiemiddel is op de vaarwegen. Bedrijven, provincies en gemeentes plannen vaste of drijvende PV-installaties in de directe nabijheid van vaarwegen, waardoor het risico op ernstige verstoring van de radiocommunicatie reëel is.

In dit onderzoek benaderen we de interferentieproblematiek op twee manieren, met de veldsterktewaarden van Tabel als uitgangspunt:

• 1.

  Uitgaande van een installatie die precies aan de vereiste uitstralingsnormen voldoet kunnen we iets zeggen over de afstand waar deze geplaatst moet kunnen worden zonder dat mitigerende maatregelen nodig zijn;

• 2.

  Uitgaande van een installatie die op een bepaalde afstand geplaatst moet worden kunnen we (rekening houdend met de uitstralingslimieten) eisen stellen aan de elektrische componenten van de PV-installatie.

Het verschil tussen de benaderingen is dat in het eerste geval er een minimale afstand tot aan de vaarweg zal moeten worden aangehouden, terwijl als er aan strengere eisen kan worden voldaan (tweede benadering), er geen minimale afstand van toepassing is. In veel gevallen zal apparatuur beter zijn dan de normen vereisen, maar dat zal moeten worden aangetoond. De standaard EMC (CE markering) conformiteitsverklaring is dan niet voldoende.

• 9.

  Groep 2 apparatuur omvat voornamelijk specifieke medische apparatuur, zoals MRI en hyper thermische apparatuur en heeft aanzienlijk hogere toegestane uitstralingswaarden.

• 10.

  NEN-EN 55011, Industrial, scientific and medical equipment – radio-frequency disturbance characteristics – limits and methods of measurement (CISPR11:2015,MOD)

• 11.

  Voor frequenties > 1 GHz zal “average” worden gebruikt. Zie NEN-EN-IEC 61000-6-4/A1, Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 6-4: Generic standards - Emission standard for industrial environments

2.1.5.1 Drijvende PV-installaties

Drijvende PV-installaties8 bieden opties om het oppervlak aan zonnepanelen uit te breiden. Zowel op meren als buitengaats op zee zijn, of worden projecten ontwikkeld voor de opwekking van elektriciteit. De verschillen met PV-installaties op land zijn klein, de montagehoogtes zullen doorgaans iets lager zijn omdat het wateroppervlak de referentie is, niet het land. Voor de berekeningen en simulaties zijn er geen consequenties, zolang de feitelijke hoogtes worden aangehouden.

2.1.5.2 Benadering 1: Voorbeelden van installaties die net voldoen aan de EMC normen Het voorbeeld in Figuur 1 geeft de gebieden aan waar de norm van 3 dB omgevingsruis degradatie kan worden overschreden bij denkbeeldige installaties. Dit hoeft niet perse te betekenen dat er geen communicatie meer mogelijk is, maar het risico op slechte of geen communicatie neemt toe. Voor de ontvangst van AIS signalen geldt hetzelfde, hoewel zwakke signalen meestal zullen betekenen dat het betreffende schip nog vrij ver weg is en een toename van de omgevingsruis nog niet direct relevant is.

Figuur 1 Voorbeeld van mogelijke interferentiegebieden die een negatieve invloed kunnen hebben op de communicatie op een rivier, waarbij de maximale uitstralingswaarden volgens Tabel 1 zijn aangehouden. De cirkels hebben ieder een straal van 500 m waarbij er is uitgegaan van één stoorbron (omvormer) per locatie.

In het scenario waarbij er geen aanvullende maatregelen of eisen aan een PV-installatie worden gesteld, en interferentie op de vaarweg moet worden voorkomen, zullen deze installaties in het voorbeeld scenario van Figuur 1 op tenminste 500 m van de vaarweg moeten worden geplaatst om verstoringen te voorkomen.

Er bestaan ook PV-installaties met meerdere omvormers. Vaak zijn dit de grotere PVinstallaties. In Figuur 1 is een voorbeeld van het storingsgebied van een dergelijke PVinstallatie te zien. De gele cirkel is een installatie met meer dan één omvormer, en daarmee een gezamenlijke uitstraling die op grote afstand hoger uitvalt.

Figuur 2 Voorbeeld waarbij de PV-installaties zijn opgeschoven. De paarse cirkels representeren locaties op een afstand van 500 m, de gele cirkel de positie van een (denkbeeldig) PV-installatie met meer dan 1 omvormer, en dus meer uitstraling, waarbij een afstand van 880 m moet worden aangehouden om binnen de uitstralingsnormen te blijven.

2.1.5.3 Benadering 2: Beperk de uitstraling

Op basis van de maximaal toelaatbaar geachte degradatie van een marifoonverbinding, kan de situatie ook worden omgedraaid: Wat is de maximale stoorveldsterkte die door een PVinstallatie mag worden gegenereerd om daarbinnen te blijven? De weg die dan bewandeld wordt is dus: “op afstand x van een waterweg wordt een PV-installatie gepland. De betreffende installatie mag dan niet meer dan (bijvoorbeeld) 13 dBµV/m, gemeten op 10 m afstand aan stoorveldsterkte produceren. Dit is een stuk strenger dan de norm die zegt dat deze (wanneer het een > 20 kVA installatie betreft) , qua vermogen onder de 50 dBµV/m moet blijven. Een situatie als deze kan bijvoorbeeld optreden wanneer de PV-installatie zich zeer dicht op een vaarweg bevindt of vlak bij een verkeerspost.

Het verschil tussen de norm van 50 en 13 dBµV/m in dit voorbeeld lijkt erg groot, maar een deel van de huidige apparatuur voldoet hier waarschijnlijk al aan. Echter, meetgegevens worden doorgaans niet beschikbaar gesteld; leveranciers geven alleen aan dat ze

“gecertificeerd zijn” en dus voldoen aan de standaard.

2.2 Reflecties en visuele hinder

Reflecties ontstaan altijd als er licht op een zonnepaneel valt. Zowel door zonlicht als door kunstlicht kunnen dus zichtbare reflecties ontstaan voor een waarnemer. De voornaamste vraag is niet zozeer hoeveel licht er gereflecteerd wordt, maar waar het licht heen gereflecteerd wordt. In dit rapport zullen wij daarom kunstlicht buiten beschouwing laten aangezien een kunstmatige lichtbron op iedere plek geplaatst kan worden en daarom vrijwel altijd hinderlijk kan zijn voor een waarnemer, mits het kunstlicht voldoende fel is. De baan van de zon staat daarentegen vast en daarom kunnen wij op basis hiervan bepalen in welke kijkrichtingen er hinder door lichtreflecties ontstaat. Hoewel wij er vanwege het sterk situatieafhankelijke karakter van kunstlicht niet verder op in zullen gaan zijn zeer felle kunstmatige lichtbronnen dus wel een factor om rekening mee te houden.

Er bestaan voor zonlichtreflecties, in tegenstelling tot de situatie voor radiocommunicatie, geen algemeen geaccepteerde (internationale) normen betreffende reflecties en wanneer deze nog acceptabel zijn. In deze sectie behandelen we eerst de achtergrond van reflecties waarna we kijken naar antireflectie maatregelen. Daarna zetten we verschillende modellen voor hinder beknopt op een rij. In deze modellen spelen de mens en het menselijk oog een belangrijke rol.

2.2.1 Achtergrond Visuele Hinder

Zonnepanelen hebben als doel om zoveel mogelijk zonlicht op te vangen en om te zetten naar elektriciteit. Hoewel moderne zonnepanelen hier zeer goed in zijn, ontstaan er altijd reflecties wanneer licht op een glad oppervlak valt. Het licht van de zon dat op de gladde voorkant van een zonnepaneel valt zal gedeeltelijk weerkaatst worden. Zonnepanelen staan vaak zo gericht dat zij zoveel mogelijk licht opvangen en zullen daardoor ook vaak licht weerkaatsen.

Zonnepanelen weerkaatsen licht op dezelfde manier als een alledaagse spiegel. Zonreflecties treden daarom ook op wanneer de zon, panelen en de bestuurder dusdanig gepositioneerd zijn dat het paneel als een spiegel kan dienen waarin de zon zichtbaar is voor de vaarweggebruiker. Zonnepanelen reflecteren dan ook heel gericht licht. Net als bij biljarten, waarbij een biljartbal tegen de rand van de tafel kaatst, geldt ook dat voor zonlicht dat de hoek van inval gelijk is aan de hoek van uitval. Zoals bij biljarten geldt dat een kleine verandering in de hoek bepaalt of de bal net wel of net niet in de pocket valt, zo bepaalt voor een bestuurder een kleine verandering in hoek of positie ook of de reflectie van de zon zichtbaar is in de zonnepanelen.

Figuur 3 Schematische weergave van het reflectie proces.

Omdat kleine veranderingen een groot effect hebben zijn er ook nauwelijks generieke richtlijnen opgesteld voor visuele hinder door zonneparken. Wat vaker voorkomt is dat één specifieke situatie of opstelling wordt gesimuleerd en per geval wordt bepaald of de hinder toelaatbaar is.

Naast de (relatieve) positie van de zon, panelen en bestuurder zijn ook menselijke factoren van belang om te bepalen of de zonreflectie als hinderlijk wordt ervaren. Factoren zoals leeftijd en oogkleur, maar ook van de kijkrichting en reactietijd van de waarnemer9 spelen een rol. Gebruikelijk is om eerst op basis van natuurkundige principes uit te rekenen of- en hoe fel een reflectie zichtbaar is voor een waarnemer. Daarna wordt op basis van de eigenschappen van de mens en het oog bepaald of de reflectie hinderlijk is.

2.2.2 Theoretische achtergrond reflecties

De natuurkundige principes die bepalen of een reflectie zichtbaar is en hoe fel de reflectie is zijn bekend en goed beschreven. Eén duidelijke beschrijving is te vinden in (Zangwill, 2013) en de onderstaande beschrijving in dit rapport is daarop gebaseerd.

2.2.2.1 Wanneer treedt reflectie op

Reflectie van licht treedt altijd op wanneer een lichtstraal het ene medium verlaat en een ander medium binnen komt. De relevante overgang in dit rapport is uiteraard die waar een zonnestraal eerst door normale buitenlucht gaat en daarna een glasplaat binnenkomt. Hoeveel reflectie er precies optreedt hangt af van hoe de twee materialen van elkaar verschillen.

Elk materiaal heeft een bepaalde “optische dichtheid”. Deze dichtheid bepaalt hoe moeilijk het is voor licht om door het materiaal te reizen. Hoe moeilijk het is voor licht om door een materiaal te reizen wordt aangegeven met de brekingsindex van het materiaal. Ieder materiaal heeft in principe één specifieke waarde voor de brekingsindex. Het is een materiaaleigenschap net als dichtheid (voor gewicht) en geleidbaarheid (voor stroom). Zoals eerder gezegd, licht wordt gereflecteerd op de grens van twee verschillende materialen. Voor een lichtstraal zijn twee materialen verschillend als hun brekingsindex verschilt. Hoe meer de brekingsindex verschilt, hoe meer licht zal reflecteren. Als de brekingsindex van de materialen niet verschilt zal er geen reflectie optreden.

Een voorbeeld hiervan is te vinden in de video van (Physics Lens, 2020). Hierin worden doorzichtige balletjes met bijna dezelfde brekingsindex als water in een glas water geplaatst. Doordat de brekingsindex van het water en de balletjes hetzelfde is treedt er geen reflectie op wanneer een lichtstraal een balletje raakt. Hierdoor lijken de balletjes vrijwel onzichtbaar. Lucht heeft een hele andere brekingsindex dan water. In lucht zijn de balletjes daarom ook makkelijk zichtbaar.

2.2.2.2 Reflectiesterkte

Hoe sterk de reflectie is hangt dus af van hoeveel verschil er is tussen de brekingsindex van de twee materialen. De brekingsindex van lucht is 1,0. De brekingsindex van normaal glas is 1,5. Op basis van die eigenschap kan met de Fresnel vergelijkingen berekend worden hoeveel van het invallende licht wordt gereflecteerd, gegeven een bepaalde invalshoek van het licht.

Om een idee te geven van de hoeveelheid reflectie, geven wij hier een voorbeeld waarbij een lichtstraal vanuit de buitenlucht loodrecht op een glasplaat valt. De hoeveelheid gereflecteerd licht als percentage van het invallend licht is dan:

Dat wil zeggen, als men direct in de reflectie van de zon zou kijken waarvan de zonnestralen loodrecht op het zonnepaneel vallen, dan is de reflectie 4% van de sterkte van de zon. Op het eerste gezicht valt dat mee, maar de reflectie neemt sterk toe als het licht onder een hoek op de glasplaat valt. In Figuur 4 wordt die afhankelijkheid geplot. Bij een invalshoek van 0° is te zien dat 4% van het licht wordt gereflecteerd. Merk op dat voor grote invalshoeken de reflectie vele malen sterker wordt.

Figuur 4 Percentage gereflecteerd licht bij de overgang van lucht naar glas en de afhankelijkheid van de invalshoek.

2.2.2.3 Verzwakken van de reflectie

Er zijn manieren om de hoeveelheid reflectie van zonnepanelen te verminderen door antireflectie coatings te gebruiken. Deze coatings werken doordat zij een brekingsindex tussen die van lucht en glas hebben. Licht dat op het paneel valt gaat dan eerst van lucht naar de antireflectie laag en daarna van de antireflectie laag naar glas. Het licht moet dan als het ware niet één keer een grote hobbel over (van lucht naar glas) met veel reflectie tot gevolg, maar twee kleine hobbels met twee keer een klein beetje reflectie.

Figuur 5 Het reflectie proces wanneer een enkele antireflectielaag aan is gebracht.

De optimale brekingsindex van een dergelijke antireflectie coating is 1,23, deze zou de reflectie van loodrechte inval (het eerdere voorbeeld) verminderen van 4% naar 1%. Voor grote invalshoeken (waar de meeste reflectie optreed) heeft het toevoegen van één antireflectie laag minder effect, zie Figuur 4.

Figuur 6 Vergelijking percentage gereflecteerd licht met en zonder antireflectie coating.

Momenteel bestaan er geen geschikte coating materialen met een brekingsindex van rond de 1,23. Materialen die momenteel gebruikt worden zitten meestal rond de 1,3-1,4 (Kim & Park, 2013).

In theorie is het mogelijk meerdere antireflectie lagen te gebruiken zodat de overgang tussen de materialen steeds een zeer klein verschil in brekingsindex tot gevolg heeft en daarmee ook zeer weinig reflectie. Dergelijke coatings worden momenteel wel ontwikkeld, maar zijn nog in een vroeg stadium en daarom vrij prijzig. Andere antireflectie oplossingen lijken momenteel beter als alternatief.

Door een coating zeer dun te maken is het ook mogelijk het antireflectie effect van de brekingsindex extra te versterken. Dit is mogelijk voor zowel enkele laag coating als coatings met meerdere lagen. Het versterkend effect is afhankelijk van de golflengte van het invallende licht. Meestal wordt een coating gekozen die de reflectie rondom 600 nanometer (nm) golflengte het meest verzwakt, aangezien zonlicht rondom deze golflengte de meeste energie uitstraalt. Met meerdere coating lagen kunnen reflecties voor meerdere golflengten onderdrukt worden.

Een tweede manier om de reflectie te verminderen berust helemaal niet op het verminderen van de reflectie zelf. Reflecties in zonnepanelen kunnen hinderlijk zijn omdat het spiegelende reflecties betreft. Dat wil zeggen, licht dat op het glas valt heeft dezelfde hoek van uitval als hoek van inval. De richting van het licht blijft behouden en daarom zijn objecten, zoals de zon maar ook je eigen gezicht, zichtbaar in het glas. Vergelijk dit met draadglas, waarbij het glas enigszins getextureerd is. Op dit glas is de hoek van inval nog steeds gelijk aan de hoek van uitval, maar omdat het glas een ruw oppervlak heeft wordt invallend licht verspreid over een veel grotere uitval hoek, aangezien op microscopisch niveau de hoek van inval steeds anders is. Deze manier van reflectiereductie is nog minder ver ontwikkeld dan de antireflectie coatings, maar kan in theorie betere resultaten te behalen. Een perfect getextureerd paneel zou er vrijwel mat uitzien en daarom nauwelijks hinder kunnen opwekken. Om een idee te krijgen van hoeveel een getextureerd paneel de reflectie onderdrukt verwijzen wij naar Figuur 7, overgenomen van (Ho, Ghanbari, & Diver, 2011).

Figuur 7 Reflectie van verschillende typen zonnepanelen. De onderste curve betreft "deeply textured" panelen. Bron: (Ho, Ghanbari, & Diver, 2011).

2.2.2.4 Andere invloeden op reflectie

Door natuurlijke omstandigheden kan het voorkomen dat de glasplaat niet zo reflecteert als de theorie voorspelt, bijvoorbeeld doordat deze stoffig of nat is. Het is lastig om deze situaties goed te kwantificeren aangezien ze van nature chaotisch zijn.

Het is aannemelijk dat in vrijwel alle gevallen de panelen minder zullen reflecteren dan schone panelen met een gladde glasplaat als voorkant. Stoffige panelen absorberen een groter deel van het inkomend licht en zullen dus matter ogen. Het stof onderdrukt de reflectie. Panelen waar regendruppels op liggen zullen, naar verwachting, het licht meer verschillende kanten op reflecteren aangezien de regendruppels bolvormig zullen zijn. Daarnaast hebben water (1,33) en ijs (1,31) een lagere brekingsindex dan glas (1,5). Zelfs al ligt er dus een gladde waterlaag of ijslaag op het paneel is de verwachting dat deze minder reflecteert. Alleen sneeuw zou mogelijk de hinder kunnen doen toenemen aangezien sneeuw substantieel meer zichtbaar licht reflecteert.

2.2.3 Het menselijk aspect van hinder

In tegenstelling tot de natuurkundige theorie van reflecties is de literatuur minder eenduidig over welke lichtsterkten precies hinderlijk zijn voor mensen. Hier zijn veel redenen voor. In de eerste plaats is ieder mens verschillend, zowel qua zicht als qua vermogen om visuele afleiding te negeren. Daarnaast is hinder ook context afhankelijk, dat wil zeggen dat hetzelfde licht in de ene situatie wel hinderlijk kan zijn en in de andere niet.

We behandelen meerdere manieren om hinderlijke reflecties te definiëren in de hierop volgende secties.

2.2.3.1.1 Discomfort Glare

De eerste definitie van hinder is gebaseerd op het punt wanneer het oncomfortabel wordt om een bepaalde (gereflecteerde) lichtbron waar te nemen. Dit kan men op vele manieren uiten, maar veelvoorkomende reacties zijn een neiging om het hoofd weg te draaien van de lichtbron of de hand boven de ogen of voor de lichtbron te houden. De Boer (De Boer, 1967) heeft een schaal ontwikkeld die, in woorden, een maatstaf geeft van hoe hinderlijk een (gereflecteerde) lichtbron is. De schaal is in eerste instantie ontwikkeld als een subjectieve maat om hinder door een lichtbron te standaardiseren en daarmee statistische analyses uit te kunnen voeren.

Figuur 8 De schaal van De Boer.

In eerder onderzoek (Alferdinck, Lichthinder geluidschermen A35, 2008) is als grens aangehouden dat een score van 5: “net toelaatbaar” te laag is en scores 1 t/m 5 worden daarom aangemerkt als lichtbronnen die oncomfortabele verblinding veroorzaken. Deze schaal kan gebruikt worden voor experimenten met proefpersonen, maar aangezien dit soort experimenten zeer arbeidsintensief en tijdrovend zijn is er een analytisch model ontwikkeld dat op basis van metingen of berekeningen een uitkomst op de schaal van De Boer kan geven. Voor nacht en schemer situaties kan men uitgaan van de formule van (SchmidtClausen & Bindels, 1974).

Daarnaast heeft (Alferdinck, Lichthinder van geluidschermen, Fase 1: Literatuurstudie , 2006) ook een analytische formule gevonden die geldt voor één enkele lichtbron.

De score op de schaal van De Boer wordt met name bepaald door de verlichtingssterkte en de positie in het visuele veld van de waarnemer. Dit geldt zowel voor de methode van Schmidt-Clausen als voor die van Alferdinck. De helderheid van de achtergrond en de grootte van de lichtbron zelf spelen ook een rol maar in mindere mate.

2.2.3.1.2 Nabeelden en Verblinding (SGHAT)

Een tweede manier om hinder te definiëren is door af te gaan op het proces dat zich in het oog afspeelt. De Solar Glare Hazard Analysis Tool (SGHAT) van Sandia National Laboratories in de US is hierop gebaseerd (Ho, Ghanbari, & Diver, 2011). Deze tool berekent, met behulp van de natuurkundige wetten die eerder beschreven zijn, de hoeveelheid licht die op het netvlies valt. Ook de hoekgrootte van de lichtbron in het visuele veld van de waarnemer wordt berekend. Op basis van deze twee maten wordt vervolgens uitgerekend hoeveel licht op het netvlies valt en hoe groot de lichtbron wordt afgebeeld op het netvlies. Een sterke lichtbron die heel groot lijkt is minder vervelend dan een iets zwakkere lichtbron die geheel op één punt op het netvlies wordt gefocust.

Gegeven de hoeveelheid licht per oppervlakte-eenheid die op het netvlies valt kan worden bepaald of de gereflecteerde lichtbron hinderlijk is. Via experimenteel onderzoek zijn de verschillende gebieden vastgesteld die zijn weergegeven in Figuur 9.

Figuur 9 Gevolg van hoeveelheid straling op het oog. In het groene gebied zijn geen negatieve effecten, in het gele gebied ontstaan nabeelden en in het rode gebied is er kans op oogschade.

Het groene gebied is het gebied waarin in principe geen problemen optreden. De lichtsterkte is relatief laag of wordt over een groot gebied op het netvlies uitgespreid. In het gele gebied is de lichtsterkte hoger en/of wordt dezelfde lichtsterkte meer gefocust op het netvlies. Hierdoor kunnen nabeelden ontstaan waarbij de waarnemer de zon blijft zien ook al is deze al uit het zichtveld verdwenen. Het rode gebied gaat over extreem hoge lichtsterktes of lichtsterktes die heel erg gefocust worden op één punt op het netvlies. Deze lichtsterktes kunnen oogschade veroorzaken. De data gaat over een blootstellingstijd van 0,15 seconden, de normale tijd voor een knipperreactie.

Met deze informatie kan dus op basis van de lichtsterkte die op het oog valt en de grootte van de lichtbron bepaald worden of de reflectie toelaatbaar is (groene gebied), hinderlijk is (gele gebied) of gevaarlijk is (rode gebied).

2.2.3.1.3 Disability Glare

Waar de “discomfort glare“ berust op de (subjectieve) reactie of ervaring van de waarnemer, berust de “disability glare” op het vermogen van de waarnemer om een object nog te kunnen onderscheiden van de omgeving.

Opnieuw met behulp van de natuurkundige wetten die eerder zijn beschreven is het mogelijk het contrast tussen objecten voor een waarnemer uit te rekenen. Als het contrast te laag is dan kan een waarnemer geen betrouwbaar onderscheid maken tussen het object en de achtergrond. Hierdoor is de kans groot dat de waarnemer het object niet correct of helemaal niet ziet. Als een waarnemer een essentieel object niet kan onderscheiden is de reflectie hinderlijk. Voor onderzoek op snelwegen is als grens aangehouden dat de bestuurder de wegbelijning te allen tijde moet kunnen onderscheiden.

De wegbelijning is bij uitstek geschikt als criterium omdat deze gestandaardiseerd is op de Nederlandse wegen en essentieel is voor het uitvoeren van de rijtaak.

Een tweede aspect dat in dit model expliciet wordt meegenomen betreft de eigenschappen van de waarnemer zelf, zoals leeftijd, oogkleur, reactietijd, etc. Mensen met lichtere oogkleur en oudere mensen zullen sneller hinder ondervinden van reflecties. In het “disability glare” model worden deze eigenschappen expliciet meegenomen waar zij in de andere modellen verscholen gaan achter een formule (“discomfort glare”) of een grafiek (SGHAT).

2.2.4 Invloed van zonreflecties op verkeer

In het verleden zijn al deze modellen gebruikt voor onderzoek naar hinder door reflecterende oppervlakken in verkeerssituaties. Er is echter nooit specifiek naar vaarwegen gekeken. In plaats daarvan is vaak onderzoek gedaan naar autowegen en vliegvelden. Aangezien een groot deel van de modellen niet context-specifiek is wordt een deel van deze studies hieronder beschreven.

2.2.4.1 TNO onderzoek naar hinder door zonnepanelen

TNO heeft in het verleden veel onderzoek gedaan naar hinder door zonnepanelen en reflecterende geluidschermen langs snelwegen. Hoewel er enige verschillen zijn met vaarwegen en vaarverkeer, zijn er ook veel overeenkomsten. De zonnepanelen reflecteren uiteraard op dezelfde manier, de bestuurders zijn in beide situaties vergelijkbare mensen en in beide gevallen is de bestuurder gefocust op een soortgelijke rijtaak. De verschillen in de twee situaties zitten vooral in de snelheid en manoeuvreerbaarheid van het voertuig en de relatieve positie van de bestuurder ten opzichte van de panelen. Zo zal er meer variatie in hoogte zijn bij schippers dan bij automobilisten. Daarnaast zal er ook meer variatie zijn in de zijdelingse afstand tussen het schip en de kade/de zonnepanelen dan de zijdelingse afstand tussen rijbanen en de berm. Met deze verschillen in het achterhoofd is het nuttig om eerder onderzoek naar lichthinder door zonnepanelen langs snelwegen te bekijken.

2.2.4.1.1 Specifieke situaties

TNO heeft veel specifieke situaties doorgerekend om te bekijken of voorgestelde zonneparken acceptabel zouden zijn voor voorbijgaand verkeer.

• a)

  In (Alferdinck, Analyse van reflectie zonnepanelen langs de A15, 2015) is onderzocht hoeveel hinder er optreed door een zonnepark met zonnepanelen op het zuiden en zuidoost-zuiden die vrij vlak op de grond liggen (een hellingshoek van 18°). De weg waarlangs de panelen zouden komen te liggen ligt richting het zuidwesten en noordoosten. Er is een redelijke zijdelingse afstand (tientallen meters) tussen de automobilisten en de zonnepanelen. Er bleek dat er voor 20 uur gedurende het jaar sprake was van reflecties die zichtbaar waren voor de bestuurder. Voor 14 van deze uren wordt de norm overschreden zoals die wordt berekend door het discomfort glare model. Dat wil zeggen, de reflectie heeft een berekende score van 3 of minder op de schaal van De Boer;

• b)

  In (Alferdinck & Kooi, Lichthinder geluidsschermen A28 bij Zeist, 2013) is gekeken naar de hinder in een woonwijk aangrenzend aan een snelweg met een geluidscherm. De bewoners keken vanaf het zuiden recht tegen het geluidscherm aan, dat ongeveer in de richting oost-west stond. Er is uitgerekend dat de bewoners ongeveer 20 uur per jaar reflecties konden waarnemen. Dit onderzoek heeft geen hinder vast kunnen stellen omdat bewoners makkelijk hun blik kunnen afwenden van de reflectie en daarom de bekende modellen geen consistente uitkomst geven aangezien deze allemaal afhangen van kijkrichting;

• c)

  Voor het onderzoek naar lichthinder door geluidschermen bij Amersfoort (Alferdinck & Kooi, Lichthinder geluidsschermen A28 bij Amersfoort, 2013) is uitgerekend hoeveel reflecties zichtbaar zijn voor weggebruikers. Daarnaast is met het discomfort glare model uitgerekend hoe vaak de reflecties hinderlijk zijn (score 3 of lager). De weg loopt grofweg richting zuid-noord, waarbij het geluidscherm aan de oostzijde is geplaatst. De bestuurders ondervinden niet veel hinder. De meeste locaties ondervinden nul uur hinder per jaar. Enkele locaties ontvangen bijna 15 uur reflecties per jaar, waarvan een deel hinderlijk is;

• d)

  Ook in (Alferdinck & Hogervorst, Analyse lichthinder toekomstige geluidsschermen A4 bij Steenbergen, 2014) is op basis van het discomfort model vastgesteld hoeveel hinder toekomstige geluidschermen zouden veroorzaken. De wegsituatie is hier ingewikkelder dan in eerdere onderzoeken. Voor deze locatie bleek dat in sommige gevallen er tot 90 uur per jaar reflecties zichtbaar zouden zijn, die ook nog eens ongeveer 20 uur per jaar hinderlijk waren. In het onderzoek zijn enkele mitigerende maatregelen voorgesteld die de hinder kunnen beperken. Hierbij wordt met name gefocust op het verminderen van de spiegelende reflectie.

2.2.4.1.2 TNO vergelijking modellen

Bij de ontwikkeling van het disability glare model (Alferdinck, Goede, & Buuren, Lichthinder zonreflectie voor weggebruikers – ontwikkeling beoordelingsmethode op basis van disability glare, 2016) is sterk ingegaan op de verschillen van dat model met het TNO discomfort glare model en de SGHAT. De verschillende sterke en zwakke punten van ieder model zijn bekeken naar aanleiding van gesimuleerde situaties.

Eén van de gesimuleerde situaties betreft een zonnepark met een grootte van 400x400 meter dat op 9 meter van de weg is geplaatst. Het zonnepark is gericht op het zuiden en de aangrenzende weg is een oost-west weg. Op de panelen in het gesimuleerde zonnepark is een anti-reflectieve laag aangebracht. Uit deze studie is gebleken dat het TNO discomfort model en het SGHAT model ongeveer gelijke waarden voorspellen voor de hoeveelheid hinder gedefinieerd als oncomfortabele reflecties of reflecties die nabeelden veroorzaken. Het TNO disability glare model voorspelt minder hinder, maar definieert hinder als reflecties die ervoor zorgen dat de wegbelijning niet meer waargenomen kan worden. In zeker zin is het TNO disability glare model dus iets soepeler dan het TNO discomfort glare model en de SGHAT.

Eén andere gesimuleerde situatie betreft een geluidscherm dat naast de weg reflecteert. Hierin is wel verschil gevonden tussen het discomfort model en de SGHAT. De SGHAT voorspelt veel vaker een kans op nabeelden dan dat het discomfort model een oncomfortabele reflectie voorspelt. Het disability model voorspelt vervolgens nog minder vaak onvermogen dan oncomfortabele situaties.

Als we alle gesimuleerde situaties bekijken dan is gevonden dat het discomfort model ongeveer 1.67x zoveel hinder voorspelt als het disability model. De SGHAT voorspelt ongeveer 2x zoveel hinder als het discomfort model (3.34x zoveel als het disability model). De SGHAT lijkt daarom de meest strenge optie om hinder te bepalen. Dat de SGHAT het meest streng is, is niet verbazingwekkend. De SGHAT houdt het minste rekening met de context, aangezien deze puur gebaseerd is op lichtsterktes. Het disability model daarentegen is gespecialiseerd voor gebruik op snelwegen. Hierdoor kan het disability model reflecties “goedkeuren” die wellicht enige nabeelden opwekken, maar geen sterke invloed hebben op rijgedrag, bijvoorbeeld doordat ze te kort duren, makkelijk te blokkeren zijn uit het visuele veld, niet fel genoeg zijn om essentiële objecten in het verkeer te verbergen, etc.

2.2.4.1.3 TNO studie richtlijnen voor snelwegen

Recentelijk heeft TNO een studie gedaan naar het opstellen van vuistregels voor hinderlijke reflecties door zonnepanelen langs snelwegen (van Emmerik, van der Sanden, & Alferdinck, 2021). Het doel van deze vuistregels was om voor een deel van de situaties waar

Rijkswaterstaat kansen ziet om zonneparken te bouwen direct een antwoord te geven op de vraag of dat veilig is, zonder nog specifieke situaties door te rekenen zoals in eerdere rapporten. In de kern was het doel om de situaties in drie categorieën in te delen: “Veilig”, “Nader te onderzoeken” en “Onveilig”. De eerste en de laatste categorie hoeven daardoor niet meer in detail doorgerekend te worden.

In dit onderzoek wordt benadrukt hoe ingewikkeld het kan zijn om één vuistregel of richtlijn op te stellen die een grens stelt aan de reflectie. De oorzaak hiervan is dat spiegelende reflecties een heel gericht fenomeen zijn. Zoals beschreven in 2.2.1 is de hoek van inval gelijk aan de hoek van uitval en een kleine veranderingen in richting kan dus grote gevolgen hebben. Desalniettemin is het mogelijk om voor bepaalde groepen van situaties de gemiddelde hoeveelheid hinder te berekenen en daarmee een schatting te geven van hoeveel invloed het veranderen van specifieke factoren heeft. Niet alle factoren zijn even relevant voor het onderzoek naar vaarwegen, maar enkele interessante factoren lichten wij er hier uit:

• 1)

  Veruit de sterkste invloed op de hoeveelheid hinder wordt gegeven door de combinatie van kijk-/rijrichting en de oriëntatie van de panelen. Deze combinatie bepaalt direct of er überhaupt reflecties zichtbaar zijn en bepaalt ook grotendeels in hoeverre deze hinderlijk kunnen zijn;

• 2)

  Direct op de panelen kijken levert veel minder vaak hinder op dan langs de panelen kijken. Door de grotere invalshoek is de reflectie door de panelen veel sterker;

• 3)

  Een vrijwel optimale anti-reflectieve coating (brekingsindex 1.25) heeft relatief weinig invloed op de hoeveelheid gegenereerde hinder. De hoeveelheid hinder nam in deze studie gemiddeld 11% af;

• 4)

  De zijdelingse afstand tot de zonnepanelen (dus hoe ver links of rechts in het visuele veld de panelen staan) had een heel sterk effect op de hoeveelheid gegenereerde hinder. Een zonnepark op een zijdelingse afstand van 30 meter genereerde slechts (ongeveer) 19% van de hinder dat hetzelfde zonnepark genereert op een zijdelingse afstand van 3.8 meter;

• 5)

  Het hoogteverschil tussen de panelen en de bestuurder speelt vooral een belangrijke rol als de panelen omhooggericht zijn. Dit is geen ongebruikelijke situatie aangezien panelen vaak omhooggericht zijn om de stroomopbrengst te maximaliseren;

• 6)

  Panelen links en rechts van de kijkrichting van de bestuurder reflecteren op hele andere momenten van de dag en het jaar. Het is daarom de moeite waard om deze apart te bekijken. Hoewel dit in het rapport niet verder is uitgezocht, geeft de interactie tussen kijkrichting en paneeloriëntatie hier wel aanleiding toe.

2.2.4.2 Sandia National Laboratories onderzoek

Sandia National Laboratories is de ontwikkelaar van de SGHAT. Zij hebben deze tool met name ontwikkeld om hinderlijke reflecties rondom vliegvelden tegen te gaan, maar aangezien er geen context-specifieke eigenschappen in het model zitten is dit ook te gebruiken voor andere doeleinden. Sandia National Laboratories heeft het model ook in praktijk gebracht. Er zijn niet veel rapporten bekend over het gebruik van deze tool aangezien deze in de eerste instantie is vrijgegeven als free-to-use. Het is daarom niet bekend hoeveel projecten gebruik hebben gemaakt van de tool. Tegenwoordig is de tool niet meer vrij te gebruiken omdat Sandia onder nieuwe cybersecurity regels valt.

• 2.

  Soscol Ferry Solar Facility

Eén voorbeeld van een analyse die gedaan is op basis van de SGHAT software is de analyse van een zeer groot zonnepark in Amerika (Thomas Cleveland, 2019). Hierbij is gekeken naar hinder door de zonnepanelen voor een nabijgelegen vliegveld, meerdere nabijgelegen snelwegen en kijkpunten vanaf bepaalde gebouwen en kantoren in de omgeving. In deze specifieke studie is bevonden dat het voorgestelde zonnepark geen significante hinder zal genereren voor enig van de observatiepunten. Op basis van de bevindingen in het rapport over vuistregels (van Emmerik, van der Sanden, & Alferdinck, 2021) is de bevinding in dit rapport niet verrassend aangezien alle observatiepunten op grote afstand van het zonnepark liggen. In sommige gevallen is het wel mogelijk enige nabeelden te zien door reflecties van dit zonnepark, maar dat gebeurt niet vaak gedurende het jaar.

3 EMC richtlijn 2014/30/EU van het Europees parlement en de raad

Bij het vaststellen van mogelijke hinder door zonnepanelen en omvormers moet steeds rekening worden gehouden met de Europese Richtlijn die hier over gaat. In dit hoofdstuk wordt ingegaan op de interpretatie van deze richtlijn, die voor bijna alle elektrische en elektronische apparatuur in Europa geldt.

3.1 Europese vrijhandel en EMC-beleid

De Europese Unie heeft de in de tachtiger en negentiger jaren van de vorige eeuw een EMC richtlijn opgesteld om vrij verkeer van goederen binnen de Europese Unie te faciliteren. Vrij handelsverkeer tussen de lidstaten wordt voor elektromagnetische compatibiliteit afgedekt door de EMC-richtlijn 2014/30/EU (EMCD) en een set van geharmoniseerde standaarden die onder deze richtlijn valt is gepubliceerd in de “Official Journal of the European Union”. De EMCD schrijft beperking van de elektromagnetische uitstraling voor om de immuniteit van het apparaat tegen een bepaald niveau van elektromagnetische veldsterkte te garanderen. Een voorbeeld van dat laatste aspect is de storing die met name 3G telefoons opleverden bij audio installaties. Bij TV-opnames werd, en wordt, steevast gevraagd telefoons uit te zetten (of minstens op vliegtuigmodus), want zodra er een oproep bij een telefoon binnenkomt zal de telefoon die met een zendsignaal beantwoorden. Wanneer de audio installatie in een studio niet voldoende tegen elektromagnetische signalen is afgeschermd veroorzaakt de zendende telefoon dan een hoorbaar geratel in de TV-opname.

Aan de emissie kant maximeert de EMCD de intensiteit van elektromagnetische straling die mag worden uitgezonden door een elektrisch of elektronisch apparaat. Hiermee worden radiosignalen bedoeld die (onbedoeld) over grote delen van het frequentiespectrum worden uitgezonden. In de geharmoniseerde normen is een veldsterktelimietwaarde bepaald, als een magnetische of elektrische veldsterkte, die op een gedefinieerde afstand niet mag worden overschreden. Deze onbedoelde radiosignalen hebben vaak hoogfrequente ratel, gepulste ruis of witte ruis kenmerken waardoor ze kunnen lijken op de normale radio omgevingsruis. Het effect van deze emissies kan zijn dat de omgevingsruis nabij een ontvanger wordt verhoogd waardoor het functioneren kan worden beperkt.

De meeste apparatuur die wordt geproduceerd en geïmporteerd in Europa moet aan de EMCD voldoen.

3.2 EMC-norm en effecten op draadloze communicatie

Bij de opstelling van de EMCD en de bijbehorende EMC-normen in de tachtiger en negentiger jaren van de vorige eeuw, ging men uit van individuele (relatief kleine) systemen. PV-installaties bestonden niet of nauwelijks en waren klein in omvang. Noch de omvang, noch het grote aantal aan PV-installaties is bij de originele opstelling van de richtlijn in beschouwing genomen. Daarnaast is er een stortvloed van goedkope elektronische apparatuur op de markt verschenen die zijn energie betrekt uit geschakelde voedingen. Het grote aantal van deze elektronische apparaten draagt bij aan de toename van de man-made noise, met name in de bebouwde omgeving. Om te voorkomen dat verstoringen van radiocommunicatie ten gevolge van de toename van de omgevingsruis verder oplopen zouden strengere uitstralingsnormen opgesteld moeten worden. Daarmee zouden andere, kostbare, maatregelen zoals het plaatsen van extra basisstations, steunzenders of repeaters voor Marifoon, AIS, IMT-2020, C2000, DAB+, enz.) kunnen worden vermeden.

De grote veranderingen in de hoeveelheid elektrische en elektronische apparatuur in de maatschappij, leiden vooralsnog echter niet tot aanscherping van de EMC-normen10, dit ondanks druk vanuit diverse partijen, waaronder de IARU.15

3.3 Essentiele eisen

De EMCD verplicht de fabrikanten tot een ontwerp dat voldoet aan de essentiële eisen. In de EMCD zijn de essentiële eisen als bijlage 1 als volgt opgenomen:

• 1.

  Algemene eisen:

Uitrusting moet, rekening houdende met de stand van de techniek, zodanig zijn ontworpen en vervaardigd dat wordt gegarandeerd dat:

• a)

  de opgewekte elektromagnetische verstoringen het niveau niet overschrijden waarboven radio- en telecommunicatieapparatuur en andere uitrusting niet meer overeenkomstig hun bestemming kunnen functioneren;”

Fabrikanten kunnen de essentiële eisen toetsen aan de hand van geharmoniseerde standaarden. Indien een fabrikant voldoet aan de limietwaarden gesteld in de relevante geharmoniseerde standaarden is er een vermoeden van conformiteit voor apparaten die voldoen aan de essentiële eisen11

De geharmoniseerde normen voor de hoeveelheid uitstraling zijn opgesteld met de veronderstelling dat dit niet leidt tot een onacceptabele verslechtering van het functioneren van radio apparatuur. Dat wil zeggen dat de ontvangst van bijvoorbeeld FM-omroep en DAB+ niet zodanig mag verslechteren dat de dekking van de bestaande zenders niet meer toereikend is. Voor communicatiemiddelen zoals marifonie, C2000 en IMT2020 geldt hetzelfde: de effecten van radioruis ten gevolge van een apparaat mag niet tot onacceptabele degradatie leiden. Bij IMT2020 (mobiele telefonie) zijn de signaalmarges vaak zeer hoog, omdat het “interferentie gelimiteerde” netwerken zijn, waardoor er minder snel last wordt ondervonden van menselijke omgevingsruis. Bij de planning van omroepnetwerken wordt rekening gehouden met een bebouwde omgeving, binnenshuis dekking en elektronische apparatuur, en daardoor is er iets meer marge voor radiostoring door PV-installaties. Dit geldt niet voor bijvoorbeeld het C2000-netwerk en marifonie.

De ITU levert bijdrages door het vaststellen van natuurlijke en menselijke bijdrages aan de omgevingsruis, in zogenaamde “ITU-Recommendations12”. Op basis hiervan kunnen grenzen worden vastgesteld voor de specifieke omgeving waarin communicatie plaatsvind.

De algemene eisen in bijlage I van de EMCD, kunnen worden geïnterpreteerd als een specifieke bescherming indien een communicatie of navigatiesysteem niet meer volgens de overeenkomstige bestemming kan functioneren. Dit lijkt los te staan van het feit of de bewuste stoorbron voldoet aan de geharmoniseerde (product)standaard. De algemene eis aan fabrikanten wordt ook in artikel 7 van de richtlijn nogmaals onderstreept:

Verplichtingen van fabrikanten

• 1.

  Wanneer zij hun apparaten in de handel brengen, waarborgen de fabrikanten dat deze werden ontworpen en vervaardigd overeenkomstig de essentiële eisen van bijlage I.

Bijlage I is daarbij een wezenlijk onderdeel van de EMCD en vormt een top-prioriteit. De ervaring13 leert dat zelfs indien een apparaat voldoet aan de geharmoniseerde EMCstandaarden er dusdanige verstoring van de getroffen radiodienst te verwachten is (of ervaren wordt) dat er soms een contradictie ontstaat met de in bijlage I vermelde essentiële eisen. In dergelijke gevallen kan dus worden aangetoond dat het eerder aangegeven vermoeden van conformiteit niet klopt en de getroffen radio- en telecommunicatieapparatuur niet meer overeenkomstig hun bestemming kunnen functioneren. De EMCD biedt geen oplossing voor deze situaties. Artikel 5 geeft individuele staten een mogelijkheid om in specifieke situaties af te wijken van de geharmoniseerde normen:

Vrij verkeer van uitrusting

[…]

• 2.

  De eisen van deze richtlijn vormen geen belemmering voor de toepassing in een lidstaat van de volgende speciale maatregelen betreffende de ingebruikneming of het gebruik van uitrusting:

  • a)

    maatregelen om een bestaand of te verwachten probleem in verband met de elektromagnetische compatibiliteit op een bepaalde locatie te verhelpen;

  • b)

    maatregelen die om veiligheidsredenen worden genomen om openbare telecommunicatienetwerken of zend- of ontvangstations te beschermen, indien deze worden gebruikt voor veiligheidsdoeleinden in duidelijk gedefinieerde spectrumsituaties.

Onverminderd Richtlijn 98/34/EG van het Europees Parlement en de Raad van 22 juni 1998 betreffende een informatieprocedure op het gebied van normen en technische voorschriften ( 1 ) stellen de lidstaten de Commissie en de andere lidstaten van deze speciale maatregelen in kennis.

De speciale maatregelen die zijn aangenomen, worden door de Commissie bekendgemaakt in het Publicatieblad van de Europese Unie.

Het is aan de Nederlandse overheid om te bepalen of nautische communicatie- en navigatiesystemen onder sub b) van artikel 5 van de EMCD vallen

3.4 Wie is verantwoordelijk?

De interpretatie door de EU van de essentiële eisen wordt als volgt verwoord14:“….Harmonised standards […] provide a recognised methodology to demonstrate compliance with the essential requirements and are usually the preferred way to demonstrate compliance. The manufacturer may ask a third party to perform the EMC assessment for him or help him with part of it, but the manufacturer is and remains fully responsible for the compliance of his apparatus with the provisions of the Directive…..”. Indien van een systeem de afzonderlijke onderdelen wel, maar het geheel (bijvoorbeeld doordat bedrading is toegevoegd) niet aan de EMCD voldoet, dan is de fabrikant wel verantwoordelijk maatregelen te treffen.

De EMCD lijkt er van uit te gaan dat “Indien een vermoeden van EMC-compliance bestaat, er geen verstoring op zal treden”. Er wordt niet gesproken over situaties waarbij er toch onacceptabele verstoring optreedt, ondanks dat men voldoet aan de EMC-normen.

De conclusie die moet worden getrokken op basis van deze analyse is dat een PV-systeem dat voldoet aan de normen in de regel zal mogen worden geplaatst (andere bezwaren daargelaten). Als in de praktijk toch hinder ontstaat door de ontvangstinstallatie bieden de essentiële eisen geen juridisch kader om aanpassingen te verplichten. Slechts in uitzonderlijke gevallen (nationale veiligheid) kan de overheid concrete maatregelen afdwingen. In de regel wordt meestal in overleg naar een oplossing gezocht. Verder onderzoek naar de jurisprudentie op dit gebied valt buiten de scope van dit onderzoek.

Samenvattend: In de voorgaande beschrijving van de EMCD spelen de essentiële eisen een cruciale rol: Ze beschrijven dat draadloze apparatuur geen onaanvaardbare verstoringen in het functioneren mag ondervinden door andere elektrische en elektronische apparatuur. Om dat meetbaar te maken wordt verwezen naar EMC-normen en standaarden. Indien het bewuste apparaat voldoet aan de uitstralingsnorm wordt een vermoeden vastgesteld dat het apparaat ook aan de essentiële eisen voldoet, waarna het product voor wat betreft EMC een CE-keurmerk krijgt. Dit vermoeden wordt niet meer getoetst voor een specifieke situatie, d.w.z. als de uitstralingsnorm onder de “norm grens” ligt, dan wordt het apparaat op het EMC-aspect goedgekeurd.

4 Methodiek

4.1 Elektromagnetische hinder

Toename van de omgevingsruis bij een scheeps- of walontvanger is de cruciale factor waarop de berekeningen worden gebaseerd bij het vaststellen van de effecten van PVinstallaties. Een toename van de omgevingsruis impliceert dat de uitgangssituatie mogelijk is veranderd en dat die eerst moet worden vastgesteld om de effecten van externe

ruisinvloeden te bepalen. Literatuur van de ITU en NTIA (National Telecommunications and Information Administration) zal hiervoor worden gebruikt. In appendix A, zijn de overwegingen en berekeningen uitgevoerd die leiden tot het vaststellen van de referentie achtergrondruis. De curve die volgt uit de berekeningen zal in dit document worden gebruikt bij het vaststellen van de acceptabele interferentie en de daarbij behorende afstanden van PV-installaties tot aan ontvangers.

Antennehoogtes op schepen en van walstations, samen met de opstelhoogtes van PVinstallaties, bepalen in hoge mate de afstand waarop de effecten van uitstraling waarneembaar zijn. Zodra het zicht wordt geblokkeerd, bijvoorbeeld door een dijk, zullen ook de ruis uitstralingseffecten sterk afnemen. In dit rapport zal steeds worden uitgegaan van een vlakke aarde zonder obstakels, wat een worst-case scenario is. Het twee-stralen model wordt gebruikt om de effecten van PV-installatie op wal- en scheepsantennes te berekenen met de hoogte als variabele.

Samenvattend willen we het volgende vaststellen en berekenen:

• a.

  De referentie achtergrondruis over het gehele operationele spectrum;

• b.

  Wat is de acceptabele toename van de omgevingsruis (= interferentie van de PV-installaties);

• c.

  Antennehoogtes op de wal en schepen;

• d.

  Montagehoogtes van PV-installaties;

• e.

  Op basis van de EMCD minimale afstanden van PV-installaties tot aan ontvangers;

• f.

  Op basis van de acceptabele toename van de achtergrondruis, voor een gegeven positie van een PV-installatie, de maximale emissie veldsterkte.

Hierbij wordt de problematiek van ruisstoring op twee manieren benaderd:

• 1.

  Uitgaan van de EMCD, zoals gedefinieerd in Tabel , voor installaties van ≤ 20 kVA en > 20 kVA;

• 2.

  De ontvangende kant stelt de norm, dat wil zeggen dat schip of walstation situatiebepalend is. De uitkomst zal zijn dat een PV-installatie bij een opgegeven afstand tot aan de ontvanger een maximaal gedefinieerde storing mag genereren, uitgedrukt in een veldsterkte.

Ad.1 In de berekeningen voor elektromagnetische hinder zijn de bestaande “hoogfrequent emissienormen met betrekking tot PV-installaties” het uitgangspunt.

Om te bepalen welke consequenties er zijn op alle veiligheid- en communicatieapparatuur op schepen en walstations worden de volgende stappen genomen:

• 1.

  Kiezen van een bereik van inputgegevens m.b.t. antennehoogtes aan wal en op schepen alsmede de opstelhoogtes van PV-installaties;

• 2.

  Berekenen van afstanden waarbij de interferenties aanvaardbaar zijn. Wat wel en niet als “aanvaardbaar” wordt geacht zal worden toegelicht;

• 3.

  Visualiseren van de relatie tussen inputwaarden en afstanden;

• 4.

  Resultaten worden in grafieken, tekst en/of formules gepresenteerd.

Ad.2 Op basis van de ontvangstlocatie en een gegeven positie van een PV-installatie, de maximale hoogfrequent emissies berekenen. Hiervoor stellen we een maximaal acceptabele degradatie van communicatie, veiligheids- en navigatiesystemen op waarbij als uitgangspunt o.a. gekeken zal worden naar de normen zoals die rondom vliegvelden gehanteerd worden bij het vaststellen van de acceptabele degradatiegraad. Het stappenplan is vergelijkbaar met de hinderbepaling op basis van de uitstraling volgens de normen, waarbij alleen in Stap 2 vanuit ‘de andere kant’ wordt geredeneerd:

• 1.

  Kiezen van een bereik van inputgegevens m.b.t. antennehoogtes aan wal en op schepen alsmede de opstelhoogtes van PV-installaties;

• 2.

  Berekenen van de maximale veldsterkte in relatie tot de te verwachten (acceptabele) degradatiegraad;

• 3.

  Visualiseren van de relatie tussen inputwaarden en afstanden;

• 4.

  Resultaten worden in grafieken, tekst en/of formules gepresenteerd.

Het resultaat zal worden uitgesplitst naar de effecten voor verschillende frequentiebanden zodat die vertaald kunnen worden naar de verschillende soorten communicatieapparatuur.

4.2 Visuele hinder

In het onderzoek naar richtlijnen voor zonneparken langs snelwegen (van Emmerik, van der Sanden, & Alferdinck, 2021) heeft TNO ondervonden dat de belangrijkste factor de oriëntatie van de zonnepanelen is. De positie van de zon en de rij- of vaarrichting staan voor vrijwel alle situaties vast. Andere factoren hebben vaak alleen een mitigerende impact, zoals de afname van reflecties ten gevolge van een antireflectie coating. Daarom zullen de richtlijnen (voor visuele hinder) die in dit rapport worden opgesteld betrekking hebben op de oriëntatie van de zonnepanelen in combinatie met de kijkrichting van de waarnemer.

De visuele hinder zullen wij berekenen met dezelfde methode als de SGHAT. Dit werken wij verder uit in sectie 4.2.1. Hoewel dit een methode is die, vergeleken met het TNO disability model, vrij streng is, is het ook een generieke aanpak die geen verdere aanpassingen behoeft. Het TNO disability model berust op meetwaarden van objecten die zich zullen voordoen in de specifieke context (in dit geval scheepvaart). Er is tot op heden geen conclusie over een object binnen de scheepvaart dat gebruikt kan worden als dergelijke maatstaf. Daarom is het niet mogelijk om het TNO disability model binnen de scheepvaart te gebruiken. Het TNO discomfort model berust op een bepaalde achtergrond luminantie. Hoewel hier verschillende standaardwaarden voor beschikbaar zijn is besloten om voor de puur biologische maatstaf van de SGHAT te gaan om de resultaten zo generiek mogelijk te houden om de richtlijnen ook breed toepasbaar te maken.

De richtlijnen zullen op een zelfde soort manier bepaald worden als in het rapport voor snelwegen (van Emmerik, van der Sanden, & Alferdinck, 2021). Aangezien het zeer moeilijk is om te voorspellen hoe de hinder tussen twee situaties (bijvoorbeeld met verschillend georiënteerde panelen) zich verhoudt is besloten om door middel van simulaties de gehele ruimte te samplen. Dat wil zeggen dat voor de SGHAT methode alle input parameters worden vastgesteld. Vervolgens wordt van iedere parameter bepaald of deze gestandaardiseerd kan worden. Indien deze gestandaardiseerd kan worden door bijvoorbeeld een worst-case scenario aan te houden dan wordt dat gedaan. Indien de parameter niet gestandaardiseerd kan worden zal deze gevarieerd worden over alle mogelijk (realistische) waarden.

In dit onderzoek is gekozen om alleen te focussen op de relatieve posities en oriëntaties van de bestuurder en de zonnepanelen. De vaarrichting van de bestuurder, azimut van het zonnepaneel en de hellingshoek van het zonnepaneel zullen dus gevarieerd worden. Ook zal grofweg rekening worden gehouden met de locatie van de zonnepanelen in het visuele veld (links of rechts van de bestuurder). De kijk-/vaarrichting zal op iedere 10° (kompashoek) worden gesampled. De oriëntatie van de zonnepanelen zal iedere 5° worden gesampled.

Als resultaat van deze simulaties zullen wij voor bijna vijftigduizend combinaties van vaarrichting en paneeloriëntatie uitrekenen hoeveel hinderlijk reflecties er gedurende het jaar optreden. Deze resultaten vatten wij vervolgens samen in een Excel sheet en verschillende tabellen en grafieken. Voor zover mogelijk zullen wij deze resultaten ook omzetten in richtlijnen zonder verwijzingen naar de onderliggende data, echter vanwege het gerichte karakter van de reflecties is dit wellicht niet mogelijk voor alle situaties.

4.2.1 Technische begrippen

Aangezien geometrische begrippen zoals azimut, hellingshoek, (kijk)richting en oriëntatie constant terugkomen in de analyse van visuele hinder definiëren wij ze hier expliciet.

Zonnepanelen worden exact gedefinieerd door de combinatie van azimut en hellingshoek. De azimut van de zonnepanelen is de kompasrichting waarin het reflecterende vlak van de zonnepanelen gericht staat. In dagelijks taalgebruik gebruikt men de kompasroos enkel met behulp van windrichtingen (oostelijk, zuidwestelijk, etc.), echter deze benamingen geven niet genoeg precisie voor dit onderzoek. In dit rapport worden de kompasrichtingen daarom benoemd met behulp van een aantal graden, waarbij 0° het noorden is en met de klok mee de kompasroos wordt rondgegaan. Een visualisatie is te vinden in Figuur 10. Als een zonnepaneel een azimut heeft van 90°, dan betekent dat dus dat de voorkant van het zonnepaneel op het oosten gericht is. Een illustratie van dit voorbeeld is te vinden in Figuur 11.

Figuur 10 Een kompasroos waarbij het aantal graden langs de buitenrand is aangegeven. De vier windrichtingen zijn Noord (0°), Oost (90°), Zuid (180°) en West (270°).

Figuur 11 Zonnepanelen met hun voorkant gericht op het oosten. Deze panelen hebben een azimut van

90°.15.

De azimut van de zonnepanelen geeft slechts aan in welke kompasrichting de panelen staan. Het paneel kan echter bijna tegen de grond aan liggen of rechtop staan, dit wordt aangegeven door de hellingshoek van de zonnepanelen. De hellingshoek is de hoek die het zonnepaneel maakt met de (horizontale) grond. Als het paneel helemaal horizontaal op de grond ligt is de hellingshoek dus 0° en als het paneel helemaal rechtop staat is de hellingshoek 90°. Een hellingshoek van meer dan 90° is in onze definitie niet mogelijk. Dit zou namelijk betekenen dat het energie-opwekkende oppervlak naar beneden gericht is. In de praktijk gebeurt dit nooit omdat dit ongunstig is voor de opbrengst van de panelen. In Figuur 12 is een illustratie voor een tussenliggende hellingshoek te zien. Let op dat de hellingshoek wordt bepaald ten opzichte van een horizontaal. Normaliter is dit de grond, als de panelen echter op een talud, schuine kade of een andere op- of aflopende ondergrond worden geplaatst moet de hoek van de ondergrond verrekend worden in de hellingshoek.

Figuur 12 Een illustratie van de hellingshoek. Hoe meer rechtop de panelen staan hoe groter de hellingshoek en hoe vlakker ze liggen hoe kleiner de hellingshoek.17

De hellingshoek en de azimut van de zonnepanelen samen bepalen een unieke oriëntatie van de zonnepanelen. Als we spreken over de oriëntatie van zonnepanelen bedoelen wij dus de unieke combinatie van azimut en hellingshoek waarmee het zonnepaneel wordt gedefinieerd.

De kijkrichting van de waarnemer wordt op dezelfde manier gedefinieerd als de azimut van de zonnepanelen. Met behulp van een hoek wordt een unieke kompasrichting genoemd waarin de waarnemer kijkt. Er is geen equivalent van de hellingshoek voor de kijkrichting aangezien aangenomen wordt dat de waarnemer naar de horizon kijkt (een hellingshoek van 0°).

4.2.2 SGHAT Simulatiemethode

Het complete (aangepaste) SGHAT model dat TNO gebruikt om de hinder te berekenen heeft de volgende structuur:

Figuur 13 Proces dat het SGHAT model doorloopt om te bepalen hoeveel uren hinder per jaar een waarnemer ondervindt. In het blauw zijn parameters die men moet invullen in het model en in oranje de berekeningen die het model uitvoert.

Het model heeft een aantal parameters die gevarieerd moeten worden, maar een groot deel van de parameters kan ook gelijk blijven. De keuze voor de parameters is te vinden in Tabel 2.

Tabel 2 Verschillende parameters en hun waarden in het SGHAT model.

De parameters waarbij aangegeven wordt dat deze gevarieerd worden zijn parameters die ingevuld worden met een bepaalde range en waar het uiteindelijke resultaat dus vanaf zal hangen.

We gaan iedere rekenstap en parameter keuze langs in deze sectie van het rapport.

SGHAT is primair ontwikkeld voor het beoordelen van de zonreflectie van zonnepanelen en spiegelinstallaties. Aan de hand van de stand en de locatie van de zonnepanelen is uit te rekenen of de reflectie hinderlijk of schadelijk kan zijn.

Aan de hand van de irradiantie (W/cm2) op het oog en de grootte van de stralingsbron (visuele hoek in radialen) wordt de verblindingssituatie ingedeeld in een van de volgende categorieën:

• -

  Laag risico op nabeeld;

• -

  Risico op nabeeld;

• -

  Risico op oogschade (verbranding van het netvlies).

In Figuur 9 is een grafiek weergegeven waarin drie verschillende categorieën inclusief bijbehorende irradiantie en visuele hoek weergegeven zijn. De lijnen in de figuur geven de grens tussen twee categorieën aan. Er wordt uitgegaan van een blootstellingsduur van 0,15 seconden (gemiddelde knipper reactietijd). Tenslotte is aangegeven waar de zon zich op deze grafiek zou bevinden (gele stip).

Het SGHAT model houdt rekening met de grootte van de stralingsbron. Een object dat niet precies als een spiegel reflecteert, maar het licht (gedeeltelijk) andere kanten uit stuurt kan een grotere visuele hoek in beslag nemen. Hier kan het SGHAT model rekening mee houden. Daarnaast is het ook mogelijk om holle of bolle spiegels te modelleren met het SGHAT model. In dit onderzoek wordt echter uitgegaan van volledig vlakke zonnepanelen. Vlakke panelen reflecteren zoals een spiegel en vervormen de grootte van de reflectie dus niet. De reflecties zullen daarom, net als de zon zelf, een visuele hoek van 9,4 mrad beslaan. De reflecties zullen echter wel verschillende irradianties hebben, aangezien de zon niet altijd even fel wordt waargenomen (door de dag en over het jaar). De formule waarmee irradiantie van het netvlies wordt berekend is als volgt:

𝐼 = 𝐼 ⋅ 𝜏 ⋅ ,

waarbij 𝐼 de irradiantie op het netvlies is, 𝐼 de irradiantie op het hoornvlies (net buiten het oog), 𝜏 de transmissie coëfficiënt van het oog, 𝑑 de diameter van de pupil, 𝑓 de brandpuntsafstand van het oog en 𝜔 de grootte van de stralingsbron. Voor de transmissie coëfficiënt, de pupil diameter, de brandpuntsafstand en de grootte van de bron zijn standaardwaarden voor daglicht omstandigheden gekozen, zoals te zien in Tabel 2..

Als de standaardwaarden uit Tabel 2 ingevuld worden in de formule voor irradiantie op het netvlies vinden we dat: 𝐼 = 78,3 ⋅ 𝐼 . Het mag duidelijk zijn dat het oog de irradiantie op het hoornvlies sterk focusseert op het netvlies aangezien het “vermogen” per vierkante meter 78,3 maal groter wordt.

De grens voor nabeelden van een stralingsbron met een grootte van 9,4 mrad is 0,139 W/cm2 in het SGHAT model. De grens voor oogschade (bij een stralingsbron met een grootte van 9,4 mrad) is 12,6 W/cm2. De grens voor oogschade is net iets hoger dan de irradiantie die men ontvangt door direct naar de zon te kijken. Aangezien een spiegelbeeld (in een vlakke spiegel) nooit feller kan zijn dan de lichtbron zelf zullen de reflecties in dit rapport dus ook nooit de grens van oogschade overschrijden.

4.2.3 Toevoegingen aan het SGHAT model

Het SGHAT model houdt geen rekening met twee factoren die, zoals in eerder onderzoek is gebleken (van Emmerik, van der Sanden, & Alferdinck, 2021), een belangrijke rol spelen in het bepalen van de hoeveelheid hinder: de kijkrichting van de waarnemer en de invalshoek van het licht op de panelen. De kijkrichting van de bestuurder is belangrijk omdat deze een groot deel van de reflecties uitsluit (reflecties in de rug worden niet meegenomen).

De invalshoek van het licht op de panelen is belangrijk omdat deze bepaalt hoeveel licht er gereflecteerd wordt door de panelen (volgens Figuur 4).

De irradiantie van de zon wordt nog verder verzwakt doordat een groot deel van het licht dat op de zonnepanelen valt wordt doorgelaten om omgezet te worden in stroom. Slechts een deel van het licht dat op de panelen valt wordt weerkaatst. In het originele SGHAT model wordt dit meegenomen door één constante reflectiefactor te gebruiken. In dit rapport wordt deze factor vervangen door de Fresnel reflectie coëfficiënt die afhangt van de invalshoek.

De kijkrichting wordt in dit rapport meegenomen zoals eerder beschreven. Een waarnemer kijkt één bepaalde kant uit en alleen reflecties die zichtbaar zijn in zijn gezichtsveld worden meegenomen. Het gezichtsveld van een normale waarnemer wordt hierbij genomen als 120° (dus zowel 60° links als rechts van de kijkrichting) en 40° van boven naar beneden. Dit is een gebruikelijk zichtveld voor een persoon waarbij de verre periferie buiten beschouwing is gelaten (het gebied van 60° tot 110° links of rechts van de kijkrichting). Ook worden heel hoge en heel lage kijkhoeken buiten beschouwing gelaten.

De verticale hoek is zodanig gekozen dat een bestuurder geen zonnepanelen in zijn blikveld heeft binnen een cirkel waarvan de radius net zo groot is als de ooghoogte van de bestuurder ten opzicht van het wateroppervlak. In andere woorden, als de bestuurder 10 meter boven het water zit worden geen panelen gesimuleerd die minder dan 10 meter van de bestuurder af staan. Van reflecties in de verre periferie wordt aangenomen dat deze zelden hinderlijk zijn.

Door het zichtveld op deze manier te kiezen hoeven wij geen uitspraken te doen over de exacte afstand, positie of hoeveelheid zonnepanelen. Als er, gegeven de oriëntatie van de zonnepanelen en het zichtveld van de waarnemer, zich een reflectie voordoet in het zichtveld dan zal deze gezien worden. Hiervoor moet deze dus ook gereflecteerd worden. In feite simuleren wij daarmee dat overal waar zonnepanelen kunnen staan ook zonnepanelen staan. In de resultaten splitsen wij het zichtveld vervolgens op zodat er voor een vergunningsaanvraag wel beoordeeld kan worden of de voorgestelde panelen in het deel van het zichtveld staan waar de hinder vandaan komt.

4.2.4 Drijvende en bewegende zonneparken

Op basis van de bovenstaande methode verwacht TNO over het algemeen geen grote verschillen in hoeveelheid visuele hinder tussen drijvende zonnepanelen en panelen die op land geplaatst worden. Drijvende zonneparken zullen dus ook niet expliciet gemodelleerd worden hier.

Het grootste verschil tussen drijvende zonneparken en zonneparken op het vaste land is dat drijvende zonneparken (lichtelijk) zullen variëren in hun oriëntatie over tijd, doordat ze met het water meebewegen. Dit zal de richting beïnvloeden waarin zij reflecteren. Uit simulaties (Golroodbari & Sark, 2020) blijkt echter dat zonnepanelen op de Noordzee (drijvend op een ponton) meestal slechts 3° of minder van hun oorspronkelijke oriëntatie afwijken. Op dagen met harde wind kan dit oplopen tot 10° en sporadisch tot 20°.

De meeste dagen varieert de oriëntatie van de zonnepanelen dus minder dan de

‘discretisatie’ die wij aanhouden voor de azimut en hellingshoek (5°). Hierom verwachten wij voor de meeste dagen en binnenwateren geen groot effect op de visuele hinder.

Voor situaties waarbij:

• •

  vaak onrustig water wordt verwacht (bijvoorbeeld een vernauwing of een natuurlijk windtunnel); of

• •

  de zonnepanelen minder goed verankerd zijn dan met een ponton zoals beschreven in (Golroodbari & Sark, 2020); of

• •

  schepen relatief dicht langs de zonnepanelen varen waardoor de hekgolf de zonnepanelen sterk doet schommelen.

zal moeten worden geëvalueerd of de variatie in oriëntatie klein genoeg is. Zo niet raden wij aan om meerdere “vaste land”-oriëntaties te bekijken. Voor een paneel met een hellingshoek van 45° kan bijvoorbeeld ook gekeken worden naar hellingshoeken 40° en 50° om zo de variatie in oriëntatie mee te nemen. De verwachting is echter dat dit in de meeste gevallen niet nodig is.

Voor bewegende zonneparken, waarbij de zonnepanelen de zon volgen, is de verandering in hoeken groter. Hierbij zou dezelfde methode kunnen worden aangehouden als bij de drijvende zonnepanelen wat betekent dat er meerdere ‘statische’ opstellingen geëvalueerd moeten worden om een totaalbeeld te krijgen. Deze aanpak is echter niet praktisch en TNO raadt daarom aan om op basis van dit rapport geen bewegende zonneparken te beoordelen.

5 Acceptabele degradatieniveaus

In dit hoofdstuk wordt het spectrumgebruik vastgesteld en de acceptabele ruistoename op schepen en maritieme wallocaties die worden gebruikt voor communicatie en navigatie. Op basis hiervan worden in hoofdstuk 6 berekeningen uitgevoerd over de afstanden van PVinstallaties tot vaarwegen en walstations, waarbij de ruistoename onder acceptabel geachte grenzen blijft.

5.1.1 Spectrum gebruik

Door de scheepvaart worden frequenties gebruikt tussen een paar honderd kilohertz in de middengolf en 10 GHz in het SHF-deel van het frequentie spectrum. Een aantal van de systemen zoals toegepast op schepen en de wal staan in Tabel 3. Uitgezet op een logaritmische frequentieschaal ontstaat Figuur 14. Bijna het gehele radiospectrum wordt gebruikt voor veiligheid, communicatie en navigatie toepassingen en verstoringen van ontvangst zullen tot het minimum moeten worden beperkt om veiligheid en continuïteit te kunnen garanderen.

Tabel 3 Systeemspecificaties van systemen met ontvangstmogelijkheden.

In Figuur 14 wordt een spectraal plaatje getoond met de gebruikte maritieme frequentiebanden voor nood, navigatie en communicatie. De rode lijnen tonen de banden voor de binnenvaart, de blauwe lijnen zijn specifieke noodfrequenties voor de zeescheepvaart.

Figuur 14 Maritiem spectrum gebruik door scheepvaart en walstations.

WiFi en Bluetooth worden veel gebruikt voor draadloze applicaties. Ze werken vergunningsvrij op 2.4 en 5.4 GHz in de zogenaamde Industrial Scientific and Medical banden (ISM). Gebruikers van deze banden moeten interferentie accepteren en kunnen niet worden beschermd. Om deze reden zijn deze applicaties niet meegenomen in het maritieme frequentie overzicht.

5.1.2 Referentie omgevingsruis

De omgevingsachtergrondruis is goed te definiëren op basis van meetgegevens uit de literatuur (ITU, NTIA), waarbij aannames voor de menselijke activiteit in de omgeving een correctie geven op de ideale omgevingsruis. In appendix A is op basis van deze uitgangspunten een referentie omgevingsruiscurve berekend die zal worden gebruikt voor de berekeningen van de afstanden tussen ontvangstantennes en PV-systemen. De keuze voor “landelijk/rural” versus “rustig landelijk/zonder man-made noise” is daar toegelicht. Zie Figuur 15.

Figuur 15 Omgevingsruis t.b.v. interferentieberekeningen.

De effecten van “man-made” ruis op de omgevingsruis, zijn vastgesteld tot 1 GHz. Daarboven waren de effecten te verwaarlozen, vandaar dat de blauwe en oranje curves samenvallen voor hoge frequenties. Door technologische ontwikkelingen kan deze toestand in de toekomst wijzigen.

De blauwe lijn vertegenwoordigt een ideale situatie zonder enige verstoring van de omgevingsruis t.g.v. menselijke invloeden (lees: volledig ontbreken van elektronische en elektrische apparatuur). In de praktijk komt deze situatie bijna niet voor, zelfs op schepen is veel elektronische en elektrische apparatuur aanwezig die een bijdrage leveren aan de achtergrondruis. Een rurale achtergrond ruis (oranje curve), die nog steeds geclassificeerd wordt als “stil”, is een realistische waarde voor een sluis/brug en vaarwateromgeving.

5.1.2.1 Systeemgevoeligheid

De gevoeligheid van een systeem wordt bepaald door het ruisgetal van de ontvanger plus de omgevingsruis. Samen opgeteld vormen ze een ruisvloer waar het gewenste signaal met een zekere marge bovenuit moet komen zodat het gedecodeerd of begrepen kan worden. Indien het ruisgetal van een systeem hoog is, dan is de invloed van de omgevingsruis relatief klein, de ontvanger is dan de overheersende factor die de minimale gevoeligheid bepaald. Bij een laag ruisgetal zal juist de omgevingsruis de bepalende factor zijn. In het laatste geval zal overigens de gevoeligheid van het complete systeem (ontvanger + antenne + omgevingsruis) veel beter zijn dan in de situatie van een hoog ontvanger ruisgetal, maar zijn de effecten van verandering van de omgevingsruis veel groter.

Bij het bepalen van de effecten van de toename van de omgevingsruis zal worden uitgegaan van de toename van de systeemruis: ontvanger ruis + externe ruis gesommeerd. De ontvanger ruis wordt afgeleid van de normen die gelden voor het betreffende systeem.

5.1.3 Acceptabele verhoging van de omgevingsruis

Ieder communicatiesysteem of ontvanginstallatie, zoals bijvoorbeeld de publieke en commerciële omroep, hebben specifieke operationele eisen. Een generieke aanpak van de acceptabele ruistoename voor alle draadloze systemen is daardoor niet mogelijk. In dit rapport zal een selectie worden gemaakt van de essentiële draadloze systemen die gebruikt worden in de binnenvaart: marifoon, AIS en C2000.

De minimale specificaties van nautische systemen zijn vastgelegd in standaarden, terwijl de werkelijke waarden fabrikant-specifiek zijn. Tussen verschillende systemen zijn de gevoeligheid specificaties ook anders, omdat toepassingen dat vereisen of door veranderingen in de techniek die dat mogelijk maken. Er zal bij de simulaties daarom worden uitgegaan van de minimale eisen zoals gesteld in de normen voor nautische communicatiesystemen (zoals marifoon, AIS, GNSS17, enz.). Het effect op navigatieradar is niet onderzocht, zie 5.1.4.1.

5.1.4 Acceptabele verhoging van de omgevingsruis bij AIS en marifonie

AIS en marifonie worden gebruikt in de binnenvaart en op zee. Op zee liggen de toegestane vermogens voor AIS op maximaal 12.5 Watt (tenzij het een tanker betreft of de veiligheid van schip en bemanning in het geding is) en bij Marifonie op 40Watt. Op de binnenwateren mag AIS klasse A in principe met hoog vermogen uitzenden, in de praktijk wordt 1 of 2 Watt zendvermogen gebruikt. Mobiele marifoons mogen niet meer dan 1 Watt aan zendvermogen gebruiken18. De aannames voor de simulaties zijn gebaseerd op de binnenvaart, daarom is met lage zendvermogens gerekend.

De beschermingsniveaus rondom vliegvelden (zie paragraaf 2.1.3) laten een beeld zien dat specifiek is voor het type toepassing. Er is geen sprake van specifieke beschermingswaarde voor alle draadloze systemen: Enige mate van interferentie wordt geaccepteerd.

De vigerende standaarden voor marifoon en AIS19 specificeren de maximaal acceptabele degradatie. Voor marifonie20 zal een acceptabel geachte degradatie van 6 dB van de SINAD worden gehanteerd. Bij de toegepaste smalbandige FM-modulatie bij marifonie komt een SINAD degradatie van 6 dB, bij lage signaalsterkten, overeen met ≈3 dB hoogfrequent SNR degradatie (zie uitleg in 2.1.2). Met andere woorden: een verhoging van de systeemruis van het betreffende systeem met 3 dB leidt tot een degradatie van de audio SINAD waarde van 6 dB. Voor AIS geldt dat een verhoging van de standaard minimale signaalwaarde van 6 dB t.g.v. “extreme omstandigheden” (zoals ruis) nog tot een acceptabele decodering van AIS data moet leiden (Packet Error Rate < 20%)21. Zie paragraaf 15.2.1.2

De acceptabele ruistoenames volgens de AIS en marifoon standaarden zijn 6, respectievelijk 3 dB (op basis van audio 6 dB SINAD naar hoogfrequent 3 dB).

De strengste eis van 3 dB zal hier verder worden gehanteerd bij de simulaties omdat de frequentiebanden samenvallen.

In tegenstelling tot IMT2020 netwerken, zijn er maar een beperkt aantal basisposten opgesteld in Nederland die C2000 van dekking voorzien. Er is ook geen sprake van meerdere providers die eventuele gaten kunnen opvullen.

Op basis van het omgevingsruisniveau, zoals die tot voor de aanleg van PV-installaties gold, traden er in het verleden zelden problemen op met de buitenshuis communicatie in het C2000 netwerk. De uitrol van PV-installaties heeft echter op land tot ernstige verslechtering geleid van de dekking, in het bijzonder in wijken waar veel PV-installaties22 zijn geïnstalleerd. Het moet worden voorkomen dat deze situatie zich herhaalt bij vaarwegen, want dat zou tot ernstige veiligheidsrisico’s aanleiding kunnen geven (denk aan reddingsacties van drenkelingen waarbij de inzet van hulpdiensten vereist is).

Op basis van de ontvanger-gevoeligheidsnormen die er gelden, zijn simulaties uitgevoerd van de dekkingsgebieden van AIS klasse B (2 Watt), en marifoonapparatuur (1 Watt). Daarbij is een externe ruis toename aangenomen zodanig dat de systeemruis met 3 dB wordt verhoogd, met als gevolg een verslechtering van de ontvangen signaal – ruisverhouding (SNR) bij de AIS en marifoon met 3 dB.

In Tabel 4 zijn een aantal schip – VKP scenario’s getoond op basis waarvan de dekkings- en verzorgingsgebieden zijn berekend.

Tabel 4 Schip – VKP scenario’s.

In Tabel 4 zijn de resultaten voor het bereik van het dekkingsgebied aangeven bij 3 verschillende systeemruistoenames. Tabel 6 geeft een aantal verzorgingsgebied reikwijdtes aan, gebaseerd op de gegevens zoals De berekeningen zijn bepaald voor een audio SINAD waarde van 20 dB.

NB: De resultaten zijn als grafische plots beschikbaar in Appendix B.

Tabel 5 Invloed van de toename van de systeemruis op het radiobereik bij gelijkblijvende signaalkwaliteit (SNR/SINAD).

Uit de “Regeling communicatie en afmetingen rijksbinnenwateren23” is een inschatting gemaakt van de grootte van de gebieden waarbinnen verkeerscentrales communiceren d.m.v. marifonie. In Tabel 6 zijn van enkele verkeersposten (VKP’s) de maximale verzorgingsafstanden berekend. Van brug- en sluisposten kon geen data worden verkregen over de verzorgingsgebieden. De informatie is mede verkregen uit het “Overzicht antennehoogtes 27092021” van Rijkswaterstaat.

Tabel 6 Voorbeelden van verkeers- en brug/sluisposten, waarbij de grootste afstand als het verzorgingsbereik wordt vermeld.

*) Positie in kilometers vanaf de oorsprong van een rivier of kanaal.

De grootste marifoon verzorgingsgebied afstand in Tabel 6 bedraagt 9 km. Niet alle VKP’s konden worden onderzocht, mogelijk zitten er nog enkele bij met een iets groter verzorgingsgebied.

De resultaten van de simulaties in Tabel laten zien dat een verhoging van het ruisniveau met 3 dB voor een vermindering van de reikwijdte van 2 tot 3 km zorgt bij een gelijkblijvende signaalkwaliteit. Hierbij is aangenomen dat de systemen op schepen goed zijn aangelegd, waarbij geen marges zijn aangehouden voor systeemtoleranties, afscherming of slechte montage van de antenne. Een toename van de systeemruis van 3 dB komt overeen met een verslechtering van de audio SINAD van ongeveer 6 dB. Binnen de marifoon standaard is dat nog juist acceptabel. Zie paragraaf 5.1.4.

Bij een grotere toename van de systeemruis kunnen de minimale audio (SINAD) en datakwaliteit (AIS) niet meer worden gegarandeerd, waardoor de dekkingsgebieden kleiner kunnen worden dan de gewenste verzorging vereist zoals in de voorbeelden van Tabel 6 zijn aangegeven.

Omdat marifonie en AIS als essentiële communicatie- en navigatiemiddelen worden gezien (zie paragraaf 2.1.6.2, wordt er geadviseerd om een maximale toename van de systeemruis van 3 dB te tolereren voor marifonie en AIS.

5.1.4.1 Van systeemruisverhoging naar externe ruisbijdrage door PV-installaties

Op basis van de bereiksimulaties (Tabel 5) en de daaruit voortvloeiende maximaal aanvaardbaar geachte ruistoename, kan worden berekend hoeveel externe ruisveldsterkte mag worden gegenereerd om hier binnen te blijven. Daarbij is als uitgangspunt de omgevingsruis zoals afgebeeld in de curve van Figuur 15 gebruikt. Tabel 7 toont de waarden van storende velden voor een systeem ruistoename van 3 dB.

Tabel 7 Interfererende veldsterktes die leiden tot 3 dB verhoging van de systeem ruis van een ontvanger.

*) Er bestaan nog geen uitstralingsnormen voor apparatuur voor frequenties > 1000 MHz, er is daarom uitgegaan van de zelfde waarden die gelden tussen 230 en 1000 MHz, zie Tabel 1.

De normen voor hoogfrequent emissies gaan niet verder dan 6 GHz en navigatieradar op binnenschepen werkt op frequenties hoger dan 9 GHz29. Het is daardoor niet mogelijk simulaties uit te voeren die effecten van PV-installaties op navigatieradars vast te stellen.

Figuur 16 Toelaatbare ruisveldsterkte t.g.v. van een PV-installatie.

In Figuur 16 wordt getoond wat de relatie is van de (stoor)veldsterkte bij de PV-installatie en de ontvangstantenne. De afstand “R” is een gedefinieerde waarde: 3, 10 of 30 meter. Bij iedere afstand hoort een andere veldsterkte waarde. Bij kleine objecten wordt meestal 3 meter toegepast, naarmate de installatie fysiek groter wordt 10 of 30 meter. “T” is de afstand tot aan het object dat wordt onderzocht (de ontvangstantenne).

6 Resultaten

In dit hoofdstuk worden de resultaten van simulaties en berekeningen gepresenteerd voor de optische en de radio gerelateerde interferenties ten gevolge van zonnepanelen en omvormers.

6.1 Co-existentie berekeningen PV-installaties en maritieme communicatie en navigatie

De mate waarin hoogfrequent ruis, opgewekt door een PV-installatie, een ontvangstantenne bereikt, wordt bepaald door de afstand, de aanwezigheid van obstakels en de hoogtes van de PV-installatie en ontvangantennes. Obstakels worden buiten de berekeningen gehouden (omdat de effecten hiervan groot kunnen zijn vereist dit specifiek maatwerk). Bij situaties van PV-installatie nabij vaarwegen zal in de meeste gevallen juist sprake zijn van een open gebied. De individuele hoogtes van scheeps- en walantennes alsmede de montage hoogte van de PV-installatie zullen als variabelen worden gebruikt in de berekeningen.

6.1.1 Opbouw PV-installaties

PV-installaties zijn opgebouwd uit zonnepanelen die in een string of individueel aan een omvormer zijn gekoppeld die van de gelijkspanning wisselspanning maakt. Er bestaat geen “standaard oplossing” voor de omzetting van gelijk- naar wisselspanning, wel een trend om meerdere groepen van zonnepanelen aan één grote omvormer te koppelen. In feite is zo’n grote omvormer samengesteld uit meerdere kleinere, maar is het qua productie en onderhoud eenvoudiger en goedkoper uit te voeren als één systeem.

Uit EMC-oogpunt moeten producten niet alleen individueel, maar ook als complete installatie voldoen aan de eisen. Indien de bekabeling tussen zonnepanelen en omvormers niet correct is aangelegd, of adequate filters ontbreken bij de omvormers, dan zullen de kabels en zonnepanelen als zendantennes gaan werken waardoor de EMC-effecten van een omvormer aanzienlijk kunnen verergeren.

De uitstraling van een PV-installatie bestaat dus uit twee hoofdaspecten: de directe uitstraling van de omvormer en de bedrading tussen omvormer en zonnepanelen. Lussen in de bedrading met een grote oppervlak dienen te allen tijde te worden vermeden. Overigens is dat ook in het voordeel van een PV-installatie zelf, want de antennewerking is twee kanten op. Het reduceren van lussen verkleint ook de kans op schade door nabije bliksemontladingen. Slechte verbindingen (connectoren) in de bedrading kunnen verder bijdragen aan de antennewerking en daarmee de uitstralingseffecten versterken.

6.2 Afstandsberekeningen voor PV-installaties met verwachte stralingsemissies die exact voldoen aan de norm

6.2.1.1 PV-installaties met opgewekt vermogen ≤ 20 kVA versus > 20 kVA

Moderne zonnepanelen leveren individueel 350 tot 400 W piekvermogen, bij afmetingen van 90 x 160 cm. Een installatie met een vermogen van ≤ 20 kVA zal uit 50 tot 60 panelen bestaan en een aaneengesloten oppervlakte van ongeveer 80 m2 vullen. Een dergelijke installatie kan nog als een “puntbron” worden beschouwd als de afstand meer dan 100 meter is. De uitstralingseisen bedragen 40 dBµV/m bij een meetafstand van 10 m.

PV-installaties met een elektrisch opgewekt vermogen groter dan 20 kVA kunnen meerdere hectaren aan oppervlakte innemen. De voorbeelden zijn tegenwoordig talrijk in het Nederlandse landschap. Zie Figuur 17 als voorbeeld bij Hoogezand.

Figuur 17 Zonnepark met 90.000 panelen bij Hoogezand30.

De omvang van een dergelijk park kan niet meer als één punt worden beschouwd, maar moet als een zone worden gezien. Het meten van de veldsterkte norm van 50 dBµV/m op 10 meter afstand heeft gezien de omvang dan ook een beperkte betekenis. Het gehele veld zal als totaal veel meer dan die maximale “individuele” waarde uitzenden, maar door de definitie van de manier van meten en de enorme omvang van dit soort parken kan dat niet worden getoetst .

Het cumulatieve effect van alle omvormers kan moeilijk worden bepaald, wel dat van de meest significante die het dichtst bij een maritieme ontvanginstallatie staan opgesteld. In Figuur 18 is geïllustreerd waarom de dichtbij en veraf metingen niet goed te vergelijken zijn bij grote PV-installaties. Indien op korte afstand wordt gemeten zal de bijdrage van systemen links en rechts (5 en 7) van omvormer 6 beperkt zijn, op grotere afstanden van de rand van een veld gaan ook de nabijgelegen ruisbronnen een bijdrage leveren en wordt een eerlijker beeld verkregen van het totaal opgewekte stoorveld. De antennesymbolen figureren als de bronnen van interferentie, namelijk de omvormers. In de praktijk zal de straling meer gedistribueerd worden uitgezonden t.g.v. de bekabeling.

Uit het voorbeeld van Figuur 18 blijkt dat op 100 m afstand omvormers 5 en 7 bijna net zoveel bijdragen (en de verder naastgelegen omvormers ook significant!).

Figuur 18 Op grotere afstand van de PV-installatie wordt duidelijk dat behalve omzetter 6, de naastgelegen omvormers 5 en 7 een bijna even grote bijdrage leveren aan het stoorveld.

Afhankelijk van de inrichting van een PV-installatie mag niet worden uitgegaan van de norm waarde van één omvormer (en aangesloten zonnepanelen), maar moet rekening worden gehouden met een (veel) hogere waarde t.g.v. het cumulatieve effect zoals geïllustreerd in Figuur 18.

NB:

Bij de berekeningen in dit rapport is uitgegaan dat op grote afstand (>> 100 m) over het traject dat parallel wordt afgelegd langs een grote PV-installatie de veldsterktewaarde voldoet aan de (teruggerekende) richtlijn van 50 dBµV/m op 10 meter voor grote PV-installaties met een vermogen van > 20 kVA. Dus maximaal een gemeten waarde van 30 dBµV/m op 100 meter afstand over de gehele lengte van een installatie.

6.2.2 Welke systemen worden gesimuleerd en onder welke condities

In de scheepvaart wordt van specifieke nautische apparatuur, maar ook van civiele communicatieapparatuur gebruik gemaakt. Veel bruggen, sluizen en verkeersposten zijn niet alleen via de marifoon, maar ook telefonisch te bereiken via het mobiele netwerk. Het primaire middel om contact te leggen is echter de marifoon.

De civiele IMT2020 infrastructuur is opgezet op gebruikerscapaciteit (lees: hoeveelheid data en aantal gebruikers), niet op reikwijdte, afgezien van een paar zeer specifieke locaties in Nederland. De netwerken van providers bestaan uit cellen, vaak niet meer dan een paar kilometer in diameter. Het bereik van zo’n cel wordt bepaald door de hoeveelheid aan dataverkeer en de interferentie van naburige cellen. De cel is “interferentie gelimiteerd”, niet begrensd op de omgevingsruis. Een beperkte hoeveelheid aan ruis door elektronische apparatuur levert daardoor nauwelijks een beperking op aan het gebruik van mobiele telefoons in de gehele cel, inclusief de randen.

Berekeningen en simulaties voor de telecomnetwerken zijn alleen indicatief, omdat de normen t.a.v. de omgevingsruis geen betekenis hebben door de onderlinge interferentie. Om die reden zijn voor 800 en 900 MHz simulaties uitgevoerd voor 1 en 3 dB systeemruis verhogingen maar moeten de effecten als indicatief worden geïnterpreteerd. De exacte interferentiemarges die providers hanteren zijn situatie afhankelijk. De resultaten van de IMT2020 simulaties zijn alleen in de bijlage opgenomen omdat ze niet onder de essentiële binnenvaart communicatiemiddelen of de verantwoordelijkheid van Rijkswaterstaat vallen. Er kunnen daarom geen conclusies worden getrokken voor de installatie van PV-systemen op basis van de IMT2020 simulaties.

Voor de afstandsberekeningen zijn de maximale “norm veldsterktes” gebruikt van Tabel 7 waarbij de grens 3 dB systeemruis toename wordt bereikt.

De verzwakking tussen een PV-installatie en een “target” antenne is berekend volgens het tweestralen-propagatiemodel. De individuele hoogtes van PV-installatie en antennes31 zijn variabelen. Grootschalige PV-installaties zijn vaak op voormalig landbouwgrond opgesteld op ongeveer 1,5 m hoogte. Ook de omvormers en bedrading liggen ongeveer op deze hoogte. Voor privé woningen en gebouwen zijn daken meestal de eerste keuze, daarom een hoogte van 10 m.

De berekeningen zijn uitgevoerd op kleine installaties met een vermogen ≤ 20 kVA (veelal particulier) en installaties met een vermogen > 20 kVA voor een systeemruis toename van 3 dB.

In paragraaf 6.2.2.5 zijn in Tabel 8 en Tabel 9 de afstanden weergegeven die moeten worden aangehouden bij een aantal courante PV-installatie- en antennehoogtes, waarbij de systeemruis toename tot 3 dB wordt beperkt.

6.2.2.1 Afstanden tot aan PV-installaties met een vermogen kleiner dan 20 kVA en PV-hoogte van 1,5 m

De hoogtevariaties gelden zowel voor basis- als mobiele stations (antennes). Zie Tabel 7 voor de toegepaste stoor veldsterktewaarden.

Figuur 19 Afstand tussen een PV-installatie versus de hoogte van de ontvangstantenne bij een veldsterkte van 40 dBµV/m (AIS en marifoon) / 47 dBµV/m (C2000) (gemeten op 10 m afstand van de PV-installatie).

Interpretatie van de curves

Indien bij een walstation alleen AIS en marifonie (rode lijn) van toepassing zijn waarbij de ontvangstantenne bijvoorbeeld op 10 meter hoogte staat opgesteld, zou een PV-installatie op een afstand van 140 meter mogen worden geplaatst. Indien er ook sprake is van een C2000basisstationinstallatie bij het walstation, dan moet de afstand worden vergroot tot 455 meter (blauwe lijn).

6.2.2.2 Afstanden tot aan PV-installaties met een vermogen kleiner dan 20 kVA en PV-hoogte van 10 m

De hoogtevariaties gelden zowel voor basis- als mobiele stations (antennes). Zie Tabel 7 voor de toegepaste veldsterktewaarden.

Figuur 20 Afstand tussen een PV-installatie versus de hoogte van de ontvangstantenne bij een veldsterkte van 40 dBµV/m (AIS en marifoon / 47 dBµV/m (gemeten op 10 m afstand van de PV-installatie).

6.2.2.3 Afstanden tot aan PV-installaties groter dan 20 kVA en PV-hoogte van 1.5 m

De hoogtevariaties gelden zowel voor basis- als mobiele stations (antennes). Zie Tabel 7 voor de toegepaste veldsterktewaarden.

Figuur 21 Afstand tussen een PV-installatie versus de hoogte van de ontvangstantenne bij een veldsterkte van 50 dBµV/m (gemeten op 10 m afstand van de PV-installatie).

6.2.2.4 Afstanden tot aan PV-installaties groter dan 20 kVA en PV-hoogte van 10 m

De hoogtevariaties gelden zowel voor basis- als mobiele stations (antennes). Zie Tabel 7 voor de toegepaste veldsterktewaarden.

Figuur 22 Afstand tussen een PV-installatie versus de hoogte van de ontvangstantenne bij een veldsterkte van 50 dBµV/m (gemeten op 10 m afstand van de PV-installatie).

6.2.2.5 Afstand tot PV-installaties bij maximale uitstralingswaarden volgens de norm

In onderstaande tabellen zijn de afstanden berekend tussen een scheeps- of walstation en een PV-installatie waarbij de systeem ruistoename bij de ontvangende partij met maximaal 3 dB toeneemt. De montagehoogte van de PV-installatie en de antennehoogtes zijn daarbij de variabelen. Gekozen is voor drie courante antennehoogtes, te weten 4, 10 en 20 meter. Bij de PV-installatiehoogtes is uitgegaan van 1,5 meter (een veld met zonnepanelen) en 10 meter (zoals bijvoorbeeld zonnepanelen op een dak of tegen een wand gemonteerd).

Tabel 8 Minimale afstand tussen PV-installatie en marifoon, AIS en C2000 antennes in meter (m), bij aanname van maximale uitstralingswaarden volgens de EMC-norm

(zie Tabel 1), voor PV-installaties met minder dan 20 kVA aan vermogen.

Tabel 9 Minimale afstand tussen PV-installatie en marifoon, AIS en C2000 antennes in meter (m), bij aanname van maximale uitstralingswaarden volgens de EMC-norm (zie Tabel 1), voor PVinstallaties met meer dan 20 kVA aan vermogen.

6.3 Bepaling acceptabele stralingsemissie bij een gefixeerde locatie van een PV-installatie

De benadering in paragraaf 5.1.4 gaat uit van een PV-systeem waarvan de uitstraling exact overeenkomt met de EMCD (verwijzend naar de maximale norm-waarden zoals weergegeven in Tabel 1) waarbij de afstand tussen het storende systeem en de ontvangstantenne en opstelhoogtes de variabelen zijn.

Met toenemende opstelhoogte van de ontvangstantenne en/of de PV-installatie nemen de signaalverliezen af, en moet de stoor veldsterkte van de PV-installatie omlaag om geen storing te veroorzaken bij de ontvangende partij. Dit leidt tot een resultaat waarbij de PVinstallatie een maximale elektromagnetische ruisuitstraling mag produceren waardoor de systeemruis toename wordt beperkt tot 3 dB. De veldsterktewaarden van Tabel zijn gebruikt als referentie. Verder is dezelfde meetmethode gehanteerd als bij het vaststellen van de EMC uitstralingsnormen. Voor de ontvangstantenne zijn de volgende hoogtes gebruikt: 4, 10 en 20 m, voor de PV-installaties 1,5 en 10 m.

De veldsterkte resultaten in Tabel 10, t/m Tabel 12 gelden bij een meetafstand van 10 meter tot aan de PV-installatie.

Tussen een PV-installatie en ontvangstantenne is sprake van een propagatiepad. Net als bij de eerdere berekeningen is dat opgebouwd uit twee componenten: een Vrije ruimte- (“Free Space”) en twee-stralenmodel. Afhankelijk van de onderlinge hoogtes van het zendende deel (de PV-installatie), de ontvangstantenne en de frequentie waarop het systeem (AIS, C2000, enz.) werkt, verschuift het punt waarop de modellen in elkaar overgaan. Dat verklaart waarom sommige curves een andere hellingshoek hebben dan anderen: de frequentie is dan sterk afwijkend.

Vooral wanneer het vrij zicht gebied groot is (PV en ontvangstantenne staan enige meters boven de omgeving), vallen de curves op 800 en 900 MHz grotendeels over elkaar heen. Naarmate de hoogtes toenemen zijn de onderlinge verschillen steeds kleiner of zelfs afwezig, omdat er geen verschil is in het propagatiepad. Dit speelt vooral vanaf frequenties ≥ 390 MHz.

6.4 Interpretatie en implementatie van de simulatieresultaten

In dit hoofdstuk zijn simulaties uitgevoerd bezien vanuit twee uitgangspunten:

• 1)

  De situatie waarbij een PV-eigenaar alleen weet dat zijn systeem “compliant” is (dus voldoet aan de EMCD omtrent hoogfrequent emissies), maar geen informatie heeft over de werkelijke emissies van het systeem. Er wordt uitgegaan van de maximaal toegestane hoogfrequent emissie,

• 2)

  De verwachte hoogfrequent emissies zijn vooraf bekend. Op basis van die gegevens en hoogte van de objecten, wordt een afstand berekend waarbij er geen onacceptabele storing is te verwachten. Uit de grafieken kan de afstand worden gelezen waar de PV-installatie kan worden geplaatst.

Bij de binnenvaart worden marifonie, AIS en C2000 als kritische communicatiesystemen beschouwd. Scheeps- en walradar vallen daar ook onder, maar de normen waarnaar de EMCD verwijst, geven geen uitsluitsel over de toelaatbare niveaus voor elektromagnetische stoorvelden boven 6 GHz.

Bij de interpretatie van de resultaten is ervan uitgegaan dat het mogelijk is om eisen te stellen aan de maximale hoogfrequente uitstraling door een PV-installatie. Dit is waarschijnlijk alleen mogelijk indien het perceel waarop de PV-installatie wordt geplaatst onder het beheer van Rijkswaterstaat valt, of als de communicatie als kritisch wordt aangemerkt zou mogelijk een beroep kunnen worden gedaan op artikel 5 van de EMCD32.

In paragraaf 6.2 is uitgegaan van hoogfrequent emissie waarde die gelijk is aan de norm (zie Tabel 1). De curven geven per frequentieband (waar een communicatiemiddel aan vast hangt) aan wat de minimale afstand moet zijn tussen de ontvangstantenne en de PVinstallatie. Daarbij geldt de dichtstbijzijnde rand van het zonnepark als grens, niet het midden van het PV-veld. Uitgaande dat de kritische communicatie- en navigatiemiddelen marifonie, AIS en C2000 maatgevend zijn, moeten daarvan de meest strenge curven voor marifonie, AIS of C2000 worden gebruikt voor het bepalen van de minimale afstand. Zie Figuur 23.

Uitgaande dat een PV-systeem kan aantonen dat het een lagere hoogfrequent emissie heeft dan de maximale waarde die de norm stelt, of daartoe kan worden aangepast, zijn in paragraaf 6.3 berekeningen uitgevoerd met curven die de hoogfrequent emissies als resultaat parameter geven. Figuur 23 laat een grafiek zien waarbij langs de y-as de veldsterktewaarden (gemeten op 10 meter afstand van de PV-installatie) staan waar de PVinstallatie aan moet voldoen.

In het voorbeeld wordt een PV-installatie gepland op een afstand van 258 meter. De maximale veldsterkte die de installatie dan mag produceren om de ruistoename bij AIS en marifonie beperkt te houden tot 3 dB staat langs de Y-as, en is hier 41 dBµV/m.

Figuur 23 Voorbeeld van situatie met diverse communicatiesystemen en de maximaal toelaatbare hoogfrequent stoorveldsterkte (gemeten op 10 meter afstand van de PV-installatie) waarbij de verhoging van de systeemruis tot 3 dB beperkt blijft..

In het voorbeeld van Figuur 23 zal indien er ook sprake is van een C2000 basispost (donkerblauwe lijn) van een lagere maximaal acceptabele veldsterkte uit moeten worden gegaan, dan alleen bij een AIS en marifoon station. De laagste veldsterkte waarde is leidend. In het voorbeeld 37,5 i.p.v. 41 dBµV.

Tabel 10 Maximale veldsterkte wat een PV-installatie mag uitzenden om de systeemruisverhoging bij de ontvangantenne te beperken tot 3 dB. Afstand PV-instalatie, ontvangantenne en ontvangantenne opstelhoogte versus veldsterkte.

Tabel 11 Maximale veldsterkte wat een PV-installatie mag uitzenden om de systeemruisverhoging bij de ontvangantenne te beperken tot 3 dB. Afstand PV-instalatie, ontvangantenne en ontvangantenne opstelhoogte versus veldsterkte.

Tabel 12 Maximale veldsterkte wat een PV-installatie mag uitzenden om de systeemruisverhoging bij de ontvangantenne te beperken tot 3 dB. Afstand PV-instalatie, ontvangantenne en ontvangantenne opstelhoogte versus veldsterkte.

6.5 Visuele hinder

In dit hoofdstuk bespreken we de resultaten voor visuele hinder en geven wij de daaruit volgende richtlijnen. Voordat we overgaan op de bespreking van de resultaten herhalen wij nogmaals enige definities:

Het is goed om te realiseren dat een waarnemer met een kijkrichting van 0° (richting het noorden) dus direct op de voorkant van panelen met een azimut van 180° (richting het zuiden) kijkt.

De maat die wij aanhouden om de hoeveelheid hinder te kwantificeren is het “aantal uur waarbij hinderlijke reflecties optreden per jaar”. Met hinderlijke reflecties bedoelen wij in dit rapport reflecties die een nabeeld veroorzaken voor een waarnemer. Het aantal uren per jaar geeft aan hoe vaak de hinder optreedt. In Nederland schijnt ongeveer 1470 uur per jaar de zon. Door het aantal uren hinder per jaar te relateren aan dit getal kan inzicht worden verkregen of een bepaald aantal uren hinder als veel of weinig moet worden beschouwd.

De analyse die wij uitvoeren onderscheidt hinderlijke reflecties in zes gebieden van het zichtveld. Daarom worden er zes “tellers” bijgehouden met het aantal uren hinder per jaar voor iedere kijkrichting. Als een reflectie hinderlijk is wordt gekeken in welk deel van het zichtveld deze zich bevindt. Hierbij wordt onderscheid gemaakt tussen “boven” en “onder” (de ogen van de waarnemer) in combinatie met “links”, “midden” of “rechts” (van de kijkrichting). Het komt bij veel berekeningen voor dat zonnepanelen bijvoorbeeld alleen hinderlijke reflecties genereren als deze aan één kant van de waarnemer geplaatst worden. Het zichtveld wordt dus verdeeld als in Figuur 24.

Figuur 24 Zichtveld verdeeld in zes gebieden met afmetingen 40°x20°.

De berekende hoeveelheid hinder per jaar wordt voor iedere gesimuleerde situatie in Excel formaat met dit rapport meegeleverd. In deze Excel file is voor iedere kijkrichting en paneeloriëntatie gemakkelijk te vinden wat de verwachte hoeveelheid hinder per jaar wordt. Desalniettemin voeren wij in de volgende secties nog een analyse uit om tot woordelijke richtlijnen te komen.

6.5.1 Analyse kijkrichtingen

In eerste instantie analyseren wij de drie verschillende variabelen (kijkrichting, zonnepaneel, azimut en zonnepaneel hellingshoek) afzonderlijk. In deze sectie wordt de kijkrichting geanalyseerd. Het is waardevol om te weten of bepaalde kijkrichtingen extra risico lopen op hinder of juist sterk verminderd risico lopen.

In Figuur 25 is te zien hoe het aantal uren hinder verschilt per kijkrichting, gemiddeld over alle zonnepaneel oriëntaties. Specifieke zonnepaneel oriëntaties kunnen boven of onder het gemiddelde zitten.

Figuur 25 Gemiddelde aantal uren hinder per jaar per kijkrichting. Gemiddeld over alle gesimuleerde zonnepaneel oriëntaties.

Het is duidelijk dat de hinder piekt rondom kijkrichtingen van 180°. Met andere woorden, gemiddeld gezien ondervinden kijkrichtingen richting het zuiden de meeste hinder door reflecties. Dit ervan uitgaande dat alle zonnepaneel oriëntaties even vaak voorkomen. In praktijk is dat niet persé het geval en komen bijvoorbeeld zuidelijk gerichte panelen vele malen vaker voor dan noordelijk gerichte panelen. De grafiek zegt meer iets over het risico op hinder door een arbitrair georiënteerd zonneveld.

Het is belangrijk om het gemiddelde in perspectief te zien. Hoewel we op basis hiervan kunnen concluderen dat voor kijkrichtingen richting het noorden gemiddeld minder hinder optreedt is het niet noodzakelijk zo dat noordelijke kijkrichtingen altijd minder risico lopen. De maximale hinder die door noordelijke en zuidelijke kijkrichtingen wordt ervaren is namelijk allebei ongeveer 650 uur per jaar. Dat is voor beide kijkrichtingen de “worst-case” opstelling. Vanwege deze uitschieters door de worst-case georiënteerde zonnepanelen stellen wij voor de kijkrichting geen algemene richtlijn op, aangezien deze te gecompliceerd zou worden.

6.5.2 Analyse hellingshoek

De hellingshoek van de panelen bepaalt voornamelijk vanaf welke hoogte (ten opzichte van zonnepanelen) de reflecties zichtbaar zijn. Panelen met een kleine hellingshoek liggen vrij plat op de grond en reflecteren de zon dus sterk omhoog. Panelen met een grote hellingshoek staan daarentegen rechtop en reflecteren de zon dus vaak richting de grond. Afhankelijk van waar in het zichtveld de panelen zich bevinden kan een paneel daarom veilig of juist hinderlijk zijn. Dit is ook te zien in Figuur 26. In de figuur is te zien dat aan de linkerkant van de grafiek (kleine hellingshoek) de panelen vrijwel alleen hinder veroorzaken als deze onder de ogen van de waarnemer staan, terwijl aan de andere kant van de grafiek er alleen hinder optreedt als de panelen boven de ogen van de waarnemer staan.

Figuur 26 Het aantal uren hinder per jaar uitgezet tegen de hellingshoek van de zonnepanelen. Per staaf wordt gemiddeld over alle gesimuleerde kijkrichtingen en azimuts van de zonnepanelen.

Naast het deel van het zichtveld waarin reflecties zichtbaar zijn is in Figuur 26 een trend te zien in de totale hoogte van de staven. Het lijkt erop alsof er een soort “golf” te zien is.

Uit verdere analyse blijkt dat de “worst-case” opstellingen van zonnepanelen een hellingshoek hebben van rond de 25° of 70°. De reden dat panelen met een helingshoek van 25° of 70° meer hinder kunnen veroorzaken is toe te schrijven aan de baan van de zon. Een waarnemer die richting zonnepanelen met deze oriëntatie kijkt ziet de lucht op de hellingshoeken waar de zon zich vaak bevindt.

Daarnaast blijkt uit analyse dat zonnepanelen met lage hellingshoek relatief vaker hinder veroorzaken ten opzichte van zonnepanelen met een hogere hellingshoek. De reden hiervoor is dat de zonnepanelen die zeer vlak liggen kunnen reflecteren in iedere kijkrichting, terwijl panelen die rechtop staan maar in de helft van de kijkrichting kunnen reflecteren, de andere helft ziet de achterkant van de panelen.

Aangezien de hellingshoek directe invloed heeft op de hoeveelheid hinder stellen wij twee algemene vuistregels op:

• 1.

  Zonnepanelen met een hellingshoek van 10° of minder genereren in veel richtingen visuele hinder;

• 2.

  Zonnepanelen met een hellingshoek van rond de 25° of 70° genereren in de slechtste situaties tweemaal zoveel hinder als anders georiënteerde panelen.

6.5.3 Analyse azimut

De azimut van de zonnepanelen bepaalt voornamelijk in welke kijkrichting reflecties zichtbaar zijn. Wij analyseren ook deze parameter eerst in isolatie. Het gemiddelde aantal uren hinder per jaar is in Figuur 27 uitgezet tegen de azimut van de zonnepanelen. Hierbij is wederom per staaf gemiddeld over de overige parameters: de kijkrichting en de hellingshoek.

Figuur 27 Het aantal uren hinder per jaar uitgezet tegen de azimut van de zonnepanelen. Hierbij is per staaf gemiddeld over alle gesimuleerde kijkrichtingen en hellingshoeken.

Het is te zien dat zonnepanelen met een oriëntatie van 85° of 275° relatief minder hinder veroorzaken dan andere opstellingen. Uit verdere analyse blijkt dat dit patroon niet wordt doorbroken door bijvoorbeeld “worst-case” uitschieters. Daarom stellen wij de volgende algemene vuistregel op:

• 1.

  Zonnepanelen met een azimut rondom 85° of 275° genereren over het algemeen minder hinder dan zonnepanelen met andere oriëntaties.

6.5.4 Gecombineerde analyse

Hoewel het analyseren van de drie verschillende parameters in isolatie goed is om inzicht te krijgen en enige algemene vuistregels op te stellen, is het reflectieprobleem niet simpel te beschrijven met enkele richtlijnen. De aard van het probleem is immers dat reflecties heel gericht zichtbaar zijn en dus snel variëren met verschillende zonnepaneel oriëntaties en kijkrichtingen. Om deze reden zijn alle onderzoeken naar reflectieproblematiek gebaseerd op computersimulaties. In dit rapport hebben we het gehele reflectieprobleem teruggebracht naar slechts drie essentiële parameters: de kijkrichting, de zonnepaneel azimut en de zonnepaneel hellingshoek.

Doordat we het reflectieprobleem hebben vervormd tot een driedimensionaal probleem is het mogelijk om een middenweg te vinden tussen de hele specifieke computersimulaties (met tien of meer dimensies) die tot nu toe de norm waren en de hele algemene richtlijnen die opgesteld zijn (vaak met één dimensie). Doordat we slechts drie parameters hebben is het mogelijk om de resultaten in zijn geheel te visualiseren. Dit doen we door voor iedere kijkrichting een aparte grafiek te maken met het aantal uren hinder per jaar voor iedere zonnepaneel oriëntatie. Deze 36 (één voor iedere kijkrichting) grafieken geven aan welke zonnepaneel oriëntaties (combinatie van azimut en hellingshoek) gevaarlijk en welke veilig zijn voor iedere kijkrichting.

De complete set van grafieken is te vinden in Appendix C. Hier geven wij twee voorbeelden die aangeven hoe de grafieken gelezen moeten worden. In Figuur 28 is het aantal uren hinder per jaar weergegeven voor een waarnemer die richting het noorden kijkt en in Figuur 29 is hetzelfde weergegeven, maar voor een waarnemer die richting het zuiden kijkt. De contouren geven het aantal uur hinder aan, op de x-as staat de azimut van de zonnepanelen en op de y-as staat de hellingshoek van de zonnepanelen.

In Figuur 28 is te zien dat voor een waarnemer die richting het noorden kijkt, de meeste zonnepanelen geen problemen opleveren. Zonnepanelen met een hellingshoek rond de 70° (relatief rechtop staand) en een azimut van rond de 180° (op het zuiden gericht) genereren echter meer dan 600 uur per jaar hinder voor deze waarnemer. 600 uur per jaar is zeer veel. In deze figuur is ook direct te zien dat als de hellingshoek wordt verlaagd tot 35° de hinder wordt verminderd tot tussen de 0 en 50 uur per jaar. Er kan ook worden gekozen om de panelen te draaien richting het oosten (90°) of het westen (270°) om de hinder voor deze waarnemer tot 0 te reduceren. Een combinatie van draaiing en andere helling is vanzelfsprekend ook mogelijk.

In Figuur 29 is eenzelfde contourplot te zien, maar dan voor een waarnemer die richting het zuiden kijkt. Het valt direct op dat deze waarnemer veel meer kans heeft om hinder te ondervinden aangezien er veel meer paneel oriëntaties zijn die hinder veroorzaken. We zien dat voor een waarnemer richting het zuiden de zonnepanelen die voor de noordelijke waarnemer problematisch waren (70° hellingshoek en 180° azimut) voor een zuidelijke waarnemer geen probleem zijn.

Figuur 28 Het aantal uren hinder per jaar, voor een waarnemer die richting het noorden kijkt, afhankelijk van de zonnepaneel oriëntatie.

Figuur 29 Het aantal uren hinder per jaar, voor een waarnemer die richting het zuiden kijkt, afhankelijk van de zonnepaneel oriëntatie.

Het zal vaak voorkomen dat er met meerdere kijkrichting rekening moet worden gehouden. Neem bijvoorbeeld een vaarweg waarop men in twee richtingen kan varen, van noord naar zuid en van zuid naar noord. De waarnemers op deze vaarweg kijken dan richting het noorden (varend naar het noorden) en richting het zuiden (varend naar het zuiden). In dit geval moet gekeken worden in welke regio (combinatie azimut en hellingshoek) van beide contourplots de zonnepanelen weinig hinder genereren.

Voor de vier windrichtingen (en een aantal hoeken daaromheen) kunnen wij op deze manier bepalen welke panelen wel of niet hinderlijk zijn. Wij komen daarmee tot de volgende richtlijnen, waarbij wij een (enigszins arbitraire) grenswaarde van tussen de 100 en 150 uur hinder per jaar aan hebben gehouden. Deze waarde is gebaseerd op de hinder door direct zonlicht. Zonlicht dat niet reflecteert op een zonnepaneel maar direct in de ogen van een waarnemer schijnt kan net zo goed hinder opwekken. Er is geen direct onderzoek gedaan naar de relatie tussen hinder door zonlicht en aantal ongelukken in een vergelijkbare context (vaarwegen in Nederland). Desalniettemin accepteert iedereen hinder door direct zonlicht en hoewel mensen in enkele gevallen klagen doen ze dit lang niet altijd. Wij hebben voor dit rapport ook de hoeveelheid hinder door direct zonlicht voor iedere kijkrichting uitgerekend, gegeven hetzelfde zichtveld, etc. Daaruit volgt dat in 25% van alle kijkrichtingen hinder door direct zonlicht minder is dan 131 uur per jaar. De grenswaarde van tussen de 100 en 150 uur gaat er vanuit dat de meeste mensen geen onoverkoombare problemen ondervinden door zonlicht als zij varen/rijden/kijken in het kwart van de kijkrichtingen waarin de zon zelf de minste hinder opwekt. (Zie Figuur 30 ter illustratie).

Figuur 30 Hinder (uren per jaar) door direct zonlicht. 25% van de kijkrichtingen ondervinden minder dan 131 uur hinder per jaar.

Wij stellen op basis van de grenswaarde enkele richtlijnen op in tekst. Deze richtlijnen zijn minder precies dan de contour grafieken in appendix C. Er is immers geen nauwkeurige manier om in woorden een kronkelende curve te beschrijven. Doordat de richtlijnen strakke grenswaarden definiëren en de berekende hinder sterk varieert zal het zo zijn dat de zonnepanelen die aan de richtlijn voldoen in werkelijkheid soms net boven en soms net onder de grenswaarde voor hinder zullen zitten. Dit is terug te zien in de ondersteunende grafieken, waarin in half transparant rode kleur de “risicovolle” gebieden gemarkeerd zijn. De ondersteunende grafieken zijn afgezien van het gemarkeerde gebied hetzelfde als de contourplots in Figuur 29 en Figuur 29. De opgestelde richtlijnen zijn als volgt:

• 1.

  Als de kijkrichting gelijk is aan de azimut van de zonnepanelen plus of min 50° dan treden er geen tot nauwelijks hinderlijke reflecties op. De waarnemer kijkt dan voornamelijk tegen de achterkant van het paneel;

• 2.

  Voor noordelijke kijkrichtingen (315° tot 45°) treedt hinder voornamelijk op door:

  • a.

    Zuidelijk gerichte panelen (90° tot 280°) met een hellingshoek groter dan 35°;

• 3.

  Voor oostelijke kijkrichtingen (45° tot 135°) treedt hinder voornamelijk op door:

  • a.

    Zuidwestelijk gerichte panelen (180° tot 300°) met een hellingshoek groter dan 35°;

  • b.

    Noordwestelijk gerichte panelen (180° tot 30°) met een hellingshoek kleiner dan 40°;

• 4.

  Voor zuidelijke kijkrichtingen (135° tot 225°) treedt hinder voornamelijk op door:

  • a.

    Noordelijk gerichte panelen (220° tot 140°) met een hellingshoek kleiner dan 45°;

  • b.

    Oostelijk (20°-110°) of westelijk (250°-340°) gerichte panelen met een hellingshoek groter dan 40°;

• 5.

  Voor westelijke kijkrichtingen (225° tot 315°) treedt hinder voornamelijk op door:

  • a.

    Zuidoostelijk gerichte panelen (40° tot 220°) met een hellingshoek groter dan 35°;

  • b.

    Noordoostelijk gerichte panelen (300° tot 180°) met een hellingshoek kleiner dan 40°.

Om deze richtlijnen te illustreren worden in Figuur 31 tot en met Figuur 34 de contourplots van de verschillende kijkrichtingen getoond. Iedere plot laat, net als eerder, zien voor welke oriëntaties van zonnepanelen er hinder optreedt. In de plots is het “risicovolle gebied” dat hierboven met de richtlijnen wordt beschreven in rood aangegeven.

Merk op dat bij deze richtlijnen de enigszins arbitraire grens van 100-150 uur hinder op jaarbasis is aangehouden. Deze is gerelateerd aan de hinder door directe zon die mensen ook ondervinden. Dat neemt niet weg dat in sommige gevallen deze grens wellicht te streng is, bijvoorbeeld voor een vaarwater waar vrijwel niemand passeert. Het kan echter ook zeker het geval zijn dat Rijkswaterstaat besluit een strengere norm aan te houden voor kritieke punten waar veel verkeer passeert (splitsingen, sluizen, etc.).

Figuur 31 Risicovolle zonnepanelen voor noordelijke kijkrichtingen.

Figuur 32 Risicovolle zonnepanelen voor oostelijke kijkrichtingen.

Figuur 33 Risicovolle zonnepanelen voor zuidelijke kijkrichtingen.

Figuur 34 Risicovolle zonnepanelen voor westelijke kijkrichtingen.

7 Voorbeeld protocollen

Hoewel TNO niet in de positie is om exact te beschrijven wat de processen binnen Rijkswaterstaat (behoren te) zijn, geven wij in dit hoofdstuk een voorbeeld over hoe de resultaten uit dit rapport in praktijk gebruikt kunnen worden. Houdt er bij het lezen rekening mee dat er meerdere manieren zijn om met de resultaten om te gaan.

7.1 Visuele hinder voorbeeld

Om te bepalen of een voorgesteld zonneveld veilig is om te plaatsen, gebruiken wij het stappenplan zoals weergegeven in Figuur 35.

Figuur 35 Voorbeeld stappenplan voor het goed- of afkeuren van voorgestelde zonnevelden langs vaarwegen.

Als voorbeeldsituatie nemen wij een praktijkvoorbeeld zoals zich voordoet op de Beneden Merwede. Een afbeelding van de locatie uit Google Maps is te zien in Figuur 36, inclusief de locatie van het voorgestelde zonneveld.

Figuur 36 Een kaart met in het rood een voorgesteld zonneveld ingetekend. Het zonneveld ligt direct aan de kade en is met de voorkant richting het water gericht.

Dit zonneveld zou vlak tegen een gebouw aan worden gezet en de panelen zouden daarom vlak tegen de muur worden geplaatst. De hellingshoek van de panelen is daarom 90° en de azimut 185°. Simpele schematische schetsen van het voorgestelde zonneveld zijn te vinden in Figuur 37 en Figuur 38.

Figuur 37 Schematisch bovenaanzicht. In het oranje het voorgestelde zonneveld.

Figuur 38 Schematisch zijaanzicht. In het oranje het voorgestelde zonneveld.

De vaar- en kijkrichtingen in dit voorbeeld zijn vrij simpel, omdat de panelen alleen zichtbaar zijn op de Beneden Merwede. De kijkrichtingen zijn ingetekend (inclusief zichtveld) in Figuur 39.

Figuur 39 Vaar- en kijkrichting ingetekend in de kaart met voorgesteld zonneveld (rood). De twee zwarte kijkrichtingen zien het zonneveld en moeten daarom doorgerekend worden. De twee rode kijkrichtingen zijn bekeken maar er is geconcludeerd dat deze het zonneveld niet zien doordat het bos (met het roodomrande vlak) hen het zicht ontneemt.

In dit voorbeeld worden dus slechts twee kijkrichtingen meegenomen. Om te bepalen of een andere kijkrichting ook zicht heeft op de panelen (bijvoorbeeld doordat het bos het zicht niet ontneemt) zou men op de locatie zelf moeten gaan kijken. Dat voert voor dit voorbeeld te ver.

De geïdentificeerde kijkrichtingen zijn oostelijk (zwarte pijl links in Figuur 39) en westelijk (zwarte pijl rechts in Figuur 39). Voor de oostelijke kijkrichting bevindt het zonneveld zich aan de midden- of linkerkant van het zichtveld en voor de westelijke kijkrichting aan de midden- of rechterkant van het zichtveld. De resultaten van de rekentool zijn te zien in Figuur 40 voor de oostelijke kijkrichting en in Figuur 41 voor de westelijke kijkrichting.

Uit deze figuren is af te leiden dat er hinder optreedt als er zonnepanelen zijn opgesteld midden of links van een waarnemer die richting het oosten vaart/kijkt. Dat is in deze situatie ook het geval. Daarnaast treedt er alleen hinder op als de zonnepanelen boven de horizon, dat wil zeggen boven ooghoogte, van de waarnemer geplaatst worden. Ook dat is in deze situatie het geval aangezien de zonnepanelen tegen een muur van een loods aan geplaatst worden. Zij zullen dus voor tenminste enkele schippers boven ooghoogte staan.

We kunnen dezelfde twee checks uitvoeren voor schippers richting het westen. Voor schippers richting het westen staan de panelen aan de rechterkant van de vaarweg. Zij zijn tegen de loods geplaatst en staan dus (gedeeltelijk) boven ooghoogte. In de bijbehorende figuur vinden we opnieuw dat voor deze situatie hinder optreedt.

Figuur 40 Resultaat van de rekentool voor de voorgestelde zonnepanelen en een oostelijke kijkrichting. Te zien is dat in het linker- en middenboven deel van het zichtveld hinder te zien is voor deze waarnemer.

Figuur 41 Resultaat van de rekentool voor de voorgestelde zonnepanelen en een westelijke kijkrichting. Te zien is dat in het rechter- en middenboven deel van het zichtveld hinder te zien is voor deze waarnemer.

We kunnen uit deze resultaten concluderen dat zonreflecties die hinder veroorzaken in ieder geval zichtbaar zullen zijn voor beide kijkrichtingen. De grootste hinder van de panelen is (maximaal) 122 uur per jaar (in westelijke kijkrichting is het 92 uur). Aangezien de normering niet vast staat is het moeilijk concluderen of dit acceptabel is, maar het is in ieder geval minder dan de 131 uur per jaar die eerder in dit rapport is gebruikt als (arbitraire) grenswaarde. Daarmee behoren deze situaties tot de 25% gunstigste situaties zoals in Figuur 30 weergegeven.

7.2 PV-installatie aanvraagprocedures – elektromagnetische hinder

Deze paragraaf bevat een voorstel voor een proces om aanvragen te beoordelen. De onderstaande flowchart is zowel geschikt voor aanvragen waarbij de uitstraling van een installatie bekend is als voor aanvragen waarbij er eisen kunnen worden gesteld aan de afstand van de installatie tot een ontvangstlocatie

Figuur 42 Flowchart van PV-installatie aanvraagprocedure.

7.3 Overige aspecten van de EMCD en nationale belangen

In de EMCD wordt het kader geschetst waaraan apparatuur moet voldoen alvorens het op de Europese markt mag worden gebracht. Om handelsbelemmeringen tegen te gaan zijn er voorwaarden die moeten beperken dat landen eigen regels uitvaardigen. Het eerder in dit rapport genoemde artikel 5 van de EMCD geeft landen de mogelijkheid hierop een uitzondering te maken, bijvoorbeeld om in een specifiek geografisch gebied andere eisen dan die van de geharmoniseerde normen op te leggen. Hiervoor moet echter toestemming worden verkregen van de Europese commissie. Agentschap Telecom meldde aan TNO dat daar voor zover bekend in Nederland nog geen gebruik is gemaakt.

Astronomisch onderzoeksinstituut Astron in Dwingeloo doet met een enorme antenne array, genaamd LOFAR, onderzoek. Deze array bestaat uit meerdere velden die volgebouwd zijn met kleine antennes, en vooral staan opgesteld in Drenthe, maar ook op locaties buiten Nederland. De locaties in Drenthe zijn lang geleden uitgekozen op de afwezigheid van menselijke activiteiten) met mogelijk storende elektronica). Dat was ruim voor de introductie van de grootschalige uitrol van PV-installaties. Astron heeft de vrees geuit voor een afname van de gevoeligheid van de LOFAR antenne array en heeft met de omliggende gemeentes en de provincie Drenthe een convenant afgesloten. De bouw van PV-installaties wordt niet perse onmogelijk gemaakt, maar er gelden afspraken over de emissies.

8 Conclusie en aanbevelingen

PV installaties in de buurt van een vaarweg kunnen hinder veroorzaken voor scheepvaart door elektromagnetische communicatie en/of informatie signalen te verstoren en/of door schippers te verblinden.

Met behulp van de in dit rapport opgeleverde richtlijnen, data en tool is voor visuele hinder (verblinding) door zonlichtreflecties te bepalen welke oriëntaties van zonnepanelen langs welke vaarwegen hinder kunnen veroorzaken. Hierbij zijn met name de oriëntatie van de panelen en de kijkrichting van de waarnemer van belang. Naast hinder door zonlichtreflecties is in dit rapport inzicht gegeven in hoeveel verblinding men van de directe zon accepteert. De hinder door direct zonlicht kan mogelijk als maatstaaf fungeren om nieuwe zonneparken te beoordelen.

Dit rapport behandelt geen reflecties van kunstlicht die mogelijk hinderlijk zijn, aangezien deze situaties zeer contextafhankelijk zijn. Een voldoende felle kunstmatige lichtbron kan bijna altijd hinderlijke reflecties genereren als deze op de juiste plek staat ten opzichte van de zonnepanelen.

Op basis van standaarden en normen is een acceptabele waarde van de verhoging van de omgevingsruis bepaald waarbij de nautische communicatie- en navigatiesystemen nog aan de gewenste toepassingseisen kunnen voldoen. Op basis van tabellen en grafieken kunnen afstanden worden bepaald voor de opstelling van PV-installaties of kunnen limieten aan de hoogfrequent uitstraling worden gesteld waar een PV-systeem aan moet voldoen.

8.1 EMC aspecten van PV-installaties

8.1.1 Samenvatting

Rijkswaterstaat gebruikt diverse communicatie en navigatiesystemen in de scheepvaart. In dit rapport wordt de nadruk vooral gelegd op de binnenvaart, hoewel de resultaten ook toepasbaar zijn op zeeschepen op binnenwateren zolang aan de voorwaarden van antennehoogtes en zendvermogen wordt voldaan.

Bedrijven, provincies en gemeentes plannen vaste of drijvende PV-installaties in de directe nabijheid van vaarwegen, waardoor het risico op ernstige verstoring van de radiocommunicatie reëel is. De resultaten en conclusies in dit rapport zijn ook op al deze installaties van toepassing.

In de simulaties en berekeningen is uitgegaan van een systeemruis toename van een systeem met maximaal 3 dB. Daarbij zijn de ontvangst parameters ven het betreffende radio- of navigatiesysteem bepalend geweest. Niet alleen de toename van de omgevingsruis, maar die van de complete ontvangstinstallatie is maatgevend. Op basis van de acceptabel geachte audio SINAD degradatie van marifonie en de PER degradatie bij AIS, wordt geadviseerd een maximale systeemruis toename van 3 dB te accepteren.

Marifonie en AIS worden als essentiële communicatie- en navigatiemiddelen gezien. Er wordt geadviseerd om een maximale toename van de systeemruis van 3 dB te tolereren voor marifonie en AIS. De berekeningen en curven zijn hierop gebaseerd.

PV-installaties zijn in twee categorieën onder te verdelen: met een vermogen kleiner en groter dan 20 kVA. Voor beiden gelden andere normen voor de hoogfrequent interferentie (“ruis”) die mag worden uitgestraald. De installaties met hoog vermogen mogen volgens de norm meer ruis uitstralen dan die met een laag vermogen, maar dat hoeft in de praktijk niet het geval te zijn.

De opstelhoogtes van de PV-installaties en antennes zijn bepalend van het bereik van de uitgezonden ruis van een PV-installatie. Daar zit wel een maximum aan, omdat de sterkte van die ruis dusdanig laag is dat op een afstand van enkele kilometers de ruis altijd zal verdwijnen in de natuurlijke omgevingsruis.

Binnen een paar honderd meter van een PV-installatie kan het voorkomen dat de hoogte van een “doel” ontvangstantenne er niet heel veel toe doet. 20 m, of 30 m hoogte ontvangen dan evenveel storing van de PV-installatie.

8.1.2 Conclusies en aanbevelingen

Elektrische en elektronische apparatuur, waaronder PV-installaties vallen, moet voldoen aan de EMCD. Deze richtlijn bepaalt o.a. de maximale hoogfrequent uitstraling die een PVinstallatie mag produceren. De essentiële eisen in de EMCD verwijzen naar de geharmoniseerde normen, maar dit is geen garantie dat er geen hinder of storing door een PV-installatie zal optreden. Dit wordt door de EMCD niet afgedekt, waardoor het risico op ernstige verstoring van radiocommunicatie reëel is.

Mogelijke oplossingsrichtingen zijn:

• -

  Op basis van de in dit rapport gepresenteerde berekeningen in overleg te treden met partijen die een PV-installatie willen plaatsen in RWS-areaal om tot afspraken te komen over de plaatsing (afstand) en de te gebruiken apparatuur om de hoogfrequente uitstraling te beperken;

• -

  Een beroep doen op Artikel 5 van de EMCD waardoor strengere EMC-regels kunnen worden opgelegd aan partijen dan wel voorwaarden te stellen bij vergunningaanvragen of meldingen in het kader van de Waterwet; het is in eerste instantie ter beoordeling van en aan de juristen van RWS om daar invulling aan te geven.

Hoewel in de praktijk blijkt dat met name professionele PV-installaties vaak ruim aan de normen voor uitstraling voldoen33 zullen desalniettemin eisen moeten worden gesteld aan iedere PV-installatie die potentieel hinder kan geven op nautische communicatie en navigatie.

De feitelijke uitstraling kan namelijk niet bepaald worden op basis van een certificaat van conformiteit. Dat kan pas wanneer de leverancier de laboratorium meetgegevens en technische details van de omvormers en de PV-installatie (bedrading) aanlevert zodat door de initiatiefnemer (eventueel met hulp van een EMC-expert) een goede inschatting kan worden gemaakt van de uitstraling van het aan te leggen PV-systeem. Na de aanleg moet dit worden afgesloten door een uitstralingsmeting, waarna desgewenst nog aanvullende maatregelen kunnen worden getroffen zodat de installatie voldoet aan de gestelde uitstralingseisen.

C2000 heeft het grootste risico op degradatie van het netwerk, gevolgd door AIS/ marifonie en GNSS systemen. IMT-2020 is een standaard van de ITU en omvat de voortgaande ontwikkelingen omtrent mobiele communicatie, d.w.z. 4G, 5G en toekomstige standaarden.

In appendix B van dit rapport wordt het effect op een 800 MHz netwerk getoond (onderdeel van IMT-2020) waarbij een grote protectiezone van toepassing is (dus: “veel last”). De gevolgen zullen in de praktijk echter klein zijn door de onderlinge cel-interferentie. De effecten op de interferentie gelimiteerde verzorgingsgebieden zijn niet betrokken in de simulaties omdat het geen maritiem specifiek systeem is.

Het hanteren van strengere EMC-normen op het gebied van uitstraling kan voorkomen dat verstoringen van radiocommunicatie ten gevolge van de toename van de omgevingsruis verder oplopen. Hiermee kunnen alternatieve maatregelen die tot substantiële meerkosten voor RWS zouden leiden (zoals extra basisstations, steunzenders en repeaters voor Marifoon, AIS, IMT-2020, C2000, DAB+, enz.) worden vermeden.

Ter verkleining van het risico op verstoring van maritieme radiocommunicatie zou idealiter de EU-richtlijn 2014/30/EU van het Europese parlement en de raad betreffende de harmonisatie van de wetgevingen van de lidstaten inzake elektromagnetische compatibiliteit moeten worden aangescherpt. Aangezien dit buiten de directe invloedssfeer van RWS ligt bevelen we aan om hiervoor in breder verband draagvlak te zoeken.

Onderhavig onderzoek betreffende interferentie door apparatuur is gelimiteerd tot 1000 MHz. Tussen 1 en 6 GHz is slechts een beperkte hoeveelheid informatie beschikbaar voor een industriële omgeving. Over hogere frequenties dan 6 GHz kan geen uitspraak worden gedaan over de hoogfrequent uitstraaleffecten van apparatuur.

Aanbevolen wordt nader onderzoek uit te laten voeren naar de (mogelijke) EMI-effecten van zonneparken op scheeps- en walradar.

8.2 Visuele hinder van PV-installaties

8.2.1 Samenvatting

Het is voor een deelnemer aan het vaarverkeer op een vaarweg, of dat nu een vaarweggebruiker of een walfunctionaris van Rijkswaterstaat is, nodig om niet langdurig hinder te ondervinden van zonreflecties in zonnepanelen. Door dergelijke hinder kunnen situaties ontstaan waarin zij hun vaartaak of toezichttaak slechter kunnen uitvoeren. In sommige situaties kan dit direct tot gevaar leiden.

In dit rapport hebben wij op basis van het zogenaamde SGHAT model, dat wereldwijd gebruikt wordt om zonreflecties door te rekenen, in algemene zin de hinder van zonnepanelen die zich in het zichtveld van een waarnemer bevinden, gesimuleerd. De resultaten van dit onderzoek zijn daarom algemeen toe te passen (binnen Nederland).

Tot op heden is hinder door zonreflecties vrijwel altijd berekend door specifieke situaties door te rekenen. In dit rapport is een eerste stap gezet om van specifieke berekeningen naar meer algemene richtlijnen te gaan. Het specifieke karakter van zonreflecties blijft voor het opstellen van een algemeen geldende richtlijn echter problematisch. Bij de veralgemenisering van de resultaten is daarom gekozen voor een compilatie van grafieken, opgenomen in appendix C, waarin af te lezen is hoeveel hinder wordt gegenereerd door specifiek georiënteerde zonnepanelen, gegeven een waarnemer die in een bepaalde richting kijkt.

8.2.2 Conclusie

Door het specifieke karakter van het zonreflectieprobleem is het niet mogelijk geweest om algemene richtlijnen en grenswaarden op te stellen om hinder (uur op jaarbasis) door lichtreflecties te voorkomen of te minimaliseren. Om toch een aantal handvatten te geven voor een eerste inschatting voor de keuze van een specifieke opstelling voor zonnepanelen doen wij het volgende voorstel voor enkele vuistregels:

• 1.

  Als de kijkrichting gelijk is aan de azimut van de zonnepanelen plus of min 50° dan treden er geen tot nauwelijks hinderlijke reflecties op. De waarnemer kijkt dan voornamelijk tegen de achterkant van het paneel;

• 2.

  Voor noordelijke kijkrichtingen (315° tot 45°) treedt hinder voornamelijk op door:

  • a.

    Zuidelijk gerichte panelen (90° tot 280°) met een hellingshoek groter dan 35°;

• 3.

  Voor oostelijke kijkrichtingen (45° tot 135°) treedt hinder voornamelijk op door:

  • a.

    Zuidwestelijk gerichte panelen (180° tot 300°) met een hellingshoek groter dan 35°;

  • b.

    Noordwestelijk gerichte panelen (180° tot 30°) met een hellingshoek kleiner dan 40°;

• 4.

  Voor zuidelijke kijkrichtingen (135° tot 225°) treedt hinder voornamelijk op door:

  • a.

    Noordelijk gerichte panelen (220° tot 140°) met een hellingshoek kleiner dan 45°;

  • b.

    Oostelijk (20°-110°) of westelijk (250°-340°) gerichte panelen met een hellingshoek groter dan 40°;

• 5.

  Voor westelijke kijkrichtingen (225° tot 315°) treedt hinder voornamelijk op door:

  • a.

    Zuidoostelijk gerichte panelen (40° tot 220°) met een hellingshoek groter dan 35°;

  • b.

    Noordoostelijk gerichte panelen (300° tot 180°) met een hellingshoek kleiner dan 40°.

Deze vuistregels zeggen iets over de totale hinder ergens in het zichtveld. Als bekend is waar de zonnepanelen geplaatst zullen worden ten opzichte van een waarnemer is het mogelijk om met behulp van de bijgevoegde data (appendix C en Excel/Dashboard) na te gaan in welk deel van het zichtveld hinder optreedt.

8.2.3 Aanbevelingen

In dit rapport is een stap gemaakt naar de veralgemenisering van richtlijnen voor zonreflectiehinder. Hoewel belangrijk, gaat er door deze veralgemenisering ook informatie verloren omdat deze niet goed op te nemen is in algemene richtlijnen. Daarom raadt TNO aan om in de toekomst naar een (online) dashboard toe te gaan waarbij met behulp van enkele instellingen bepaald kan worden of er in een bepaalde situatie reflectiehinder zal optreden. Het SGHAT model was oorspronkelijk in een dergelijke vorm gratis beschikbaar maar is door Sandia National Laboratories offline gehaald.

In een dergelijk dashboard zou het ook mogelijk zijn om mitigerende maatregelen mee te nemen die moeilijk te formuleren zijn in algemene richtlijnen. Denk hierbij aan antireflectie coatings of getextureerde panelen. Dit maakt de resultaten handzamer en zorgt voor minder opzoekwerk voor de eindgebruikers.

In dit rapport is uitgegaan van een zeer groot zichtveld voor de waarnemer. Hoewel dit wel alle zonreflecties die de waarnemer kan zien meeneemt, is deze benadering hoogstwaarschijnlijk aan de voorzichtige kant. Waarnemers zijn vaak in staat een groot deel van hun zichtveld (tijdelijk) te blokkeren, bijvoorbeeld door hun hand langs hun gezicht of boven hun ogen te houden. Ook is het soms mogelijk om een zonneklep of gordijn dicht te doen om zonreflecties te blokkeren. Daarbij moet wel bedacht worden dat objecten of vaartuigen in het geblokkeerde zichtveld niet zijn waar te nemen.

We zijn in dit rapport uitgegaan van zonnepanelen die perfect reflecteren, dat wil zeggen, die een perfect glad oppervlak hebben en daardoor reflecteren als een spiegel. In de realiteit zijn glazen oppervlakken nooit perfect glad, zeker omdat dat ook niet noodzakelijk is.

Het gevolg hiervan is dat de lichtstralen van de zon niet mooi gebundeld blijven na het reflecteren. Door dit effect en absorptie door de atmosfeer neemt de sterkte van het zonlicht licht af op grotere afstanden. Voor afstanden kleiner dan 100m is dit effect nauwelijks merkbaar. Tussen 100m en 1km neemt de intensiteit van het zonlicht geleidelijk met ongeveer 80% af (Ho, Ghanbari, & Diver, 2011). Dat betekent niet dat de hinder ook met 80% afneemt, aangezien de meeste reflecties intens genoeg zijn om ruim boven de nabeeldgrens te zitten. In eerder onderzoek (van Emmerik, van der Sanden, & Alferdinck, 2021) is bijvoorbeeld gebleken dat een afname van brekingsindex van 1.5 naar 1.25 slechts 11% hinder vermindert, terwijl dit (bij loodrechte inval) ongeveer 70% van de reflectie vermindert. Bij het beoordelen van zonneparken op minder dan één kilometer afstand van de waarnemer kunnen de resultaten uit het huidige onderzoek dus gezien worden als een worst-case scenario. We zien wel aanknopingspunten om in een vervolgonderzoek een nadere analyse van het effect van afstand tussen waarnemer en zonnepanelen uit te werken en mee te nemen in het eerdergenoemde dashboard.

De nabeeld grens die in dit rapport wordt aangehouden als de grens waarop reflecties hinderlijk worden doordat ze te intens zijn, is vrij streng. Vrijwel alle zichtbare reflecties komen boven deze nabeeld grens uit qua intensiteit. Dit komt deels doordat, zoals hierboven is aangegeven, er vanuit wordt gegaan dat de zonnepanelen relatief dichtbij de waarnemer liggen. Een tweede oorzaak is echter meer fundamenteel dat de nabeeld grens op zichzelf al vrij streng is. Zoals in eerder onderzoek aangetoond staat bijvoorbeeld het TNO disability glare model meer intense reflecties toe terwijl bestuurders nog steeds de rijtaak uit kunnen voeren (Alferdinck, Goede, & Buuren, Lichthinder zonreflectie voor weggebruikers – ontwikkeling beoordelingsmethode op basis van disability glare, 2016).

Tenslotte houden wij in dit rapport geen rekening met enig obstakel dat de directe zichtlijn richting zonnepanelen blokkeert. In deze situaties zal de waarnemer vanzelfsprekend geen hinder ondervinden van zonreflecties, ongeacht hoe de zonnepanelen georiënteerd zijn.

9 Referenties

Alferdinck, J. (2006). Lichthinder van geluidschermen, Fase 1: Literatuurstudie . Soesterberg: TNO.

Alferdinck, J. (2008). Lichthinder geluidschermen A35. Soesterberg: TNO.

Alferdinck, J. (2015). Analyse van reflectie zonnepanelen langs de A15. Soesterberg: TNO.

Alferdinck, J., & Hogervorst, M. (2014). Analyse lichthinder toekomstige geluidsschermen A4 bij Steenbergen. Soesterberg: TNO.

Alferdinck, J., & Kooi, F. (2013). Lichthinder geluidsschermen A28 bij Amersfoort. Soesterberg: TNO.

Alferdinck, J., & Kooi, F. (2013). Lichthinder geluidsschermen A28 bij Zeist. Soesterberg: TNO.

Alferdinck, J., Goede, M. d., & Buuren, R. v. (2016). Lichthinder zonreflectie voor weggebruikers – ontwikkeling beoordelingsmethode op basis van disability glare. Soesteerbereg: TNO.

De Boer, J. (1967). Public lighting. Eindhoven, the Netherlands: Philips.

Golroodbari, S. Z., & Sark, W. v. (2020, September). Simulation of performance differences between offshore and land-based photovoltaic systems. Prog Photovolt Res Appl, pp. 873-886.

Ho, C. K., Ghanbari, C. M., & Diver, R. B. (2011). Methodology to assess potential glint and glare hazards from concentrating solar power plants: Analytical models and experimental validation. American Society of Mechanical Engineers.

Kim, K.-H., & Park, Q.-H. (2013). Perfect anti-reflection from first principles. Sci Rep 3.

doi:https://doi.org/10.1038/srep01062

Physics Lens. (2020, Augustus 11). Invisible Spheres. Opgehaald van https://www.youtube.com/watch?&v=PR96RcZ2AtI

Schmidt-Clausen, & Bindels. (1974). Assessment of discomfort glare in motor vehicle lighting. Lighting Research & Technology.

doi:https://doi.org/10.1177/096032717400600204

Thomas Cleveland, P. (2019). Glare Impact Study of Soscol Ferry Solar Facility. Raleigh, NC.

van Emmerik, M., van der Sanden, K., & Alferdinck, J. (2021). Hinder door zonreflecties -

Vuistregels voor plaatsing van zonnevelden langs snelwegen. Soesterberg: TNO. Zangwill, A. (2013). Modern Electrodynamics. Cambridge University Press.

10 Gebruikte normen en standaarden

• -

  EN61000-6-4/A1: Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 6-4: Generic standards - Emission standard for industrial environments

• -

  NEN-EN 55011_2016_A1_2017 en, HF-apparatuur voor industriële, wetenschappelijke en medische doeleinden (zgn. ISM-apparatuur) - Radiostoringskenmerken - Grenswaarden en meetmethoden.

• -

  EN301929 V2.1.1 (2017-03), VHF transmitters and receivers as Coast Stations for GMDSS and other applications in the maritime mobile service; Harmonised Standard covering the essential requirements of article 3.2 of Directive 2014/53/EU.

• -

  2014/30/EU Richtlijn van het Europese parlement en de raad betreffende de harmonisatie van de wetgevingen van de lidstaten inzake elektromagnetische compatibiliteit (herschikking).

• -

  TETRA standaard: ETSI TS 100 392-2 V3.9.2 (2020-06), Terrestrial Trunked Radio

• -

  (TETRA); Voice plus Data (V+D); Part 2: Air Interface (AI)

• -

  ETSI 3GPP TS 36.101 V16.5.0 (2020-03), 3rd Generation Partnership Project; Technical Specification Group Radio Access Network; Evolved Universal Terrestrial Radio Access (E-UTRA); User Equipment (UE) radio transmission and reception (Release 16), par.

• -

  7.3.

• -

  ETSI TS 136 104 V15.3.0 (2018-07), LTE; Evolved Universal Terrestrial Radio Access (E-UTRA); Base Station (BS) radio transmission and reception (3GPP TS 36.104 version 15.3.0 Release 15).

• -

  ITU-R M.1371-5, (02/2014), Technical characteristics for an automatic identification system using time division multiple access in the VHF maritime mobile frequency band.

• -

  IEC61993-2:2012, Maritime navigation and radiocommunication equipment and systems – Automatic Identification Systems (AIS) – Part 2: Class A shipborne equipment of the automatic identification system (AIS)- Operational and performance requirements, methods of test and required test results.

• -

  IMT2020: International Mobile Telecommunications-2020 (IMT-2020 Standard). Zie uitleg: IMT-2020 - Wikipedia.

11 Lijst van afkortingen en begrippen

A Achtergrondruis

Tabel 13 Overzicht van maritieme systemen.

Vaststellen van de achtergrondruis voor de draadloze communicatie en navigatiemiddelen van Rijkswaterstaat.

De achtergrondruis wordt bepaald door natuurlijke ruisbronnen, zoals het heelal, de atmosfeer en de aarde, maar ook door de aanwezigheid van elektronische apparatuur en elektrische machines.

De menselijke invloed (“man made noise”) is in vijf categorieën opgedeeld (de Engelse termen worden gebruikt om te refereren aan de ITU aanbevelingen36):

• a.

  City;

• b.

  Residential;

• c.

  Rural;

• d.

  Quiet rural;

• e.

  Galactic.

De laagste ruis vindt men in afgelegen (landelijke) gebieden waarbij nauwelijks (schakelende) elektronica aanwezig is. Dit soort omstandigheden zijn haast niet meer te vinden in Nederland, zelfs niet op het water, want een schip zit ook vol met diverse soorten elektronica. Het ligt daarom voor de hand om van een “rural” omgeving (Figuur 43, curve C) uit te gaan bij het vaststellen van de ondergrens van de omgevingsruis.

Figuur 43 “Man-made” omgevingsruis niveaus tussen 200 kHz en 300 MHz.

Figuur 44 Omgevingsruis tussen 0,2 en 1 GHz met uitbreiding volgens Hagn37.

Een frequentie uitbreiding van de invloed van menselijke ruis tot 1000 MHz wordt getoond in Figuur 44. Vanaf 1000 MHz wordt de gewone man made noise dusdanig zwak dat andere ruisbronnen gaan overheersen, zoals galactische ruis en effecten van de warme aarde. In Figuur 45 is die bijdrage zichtbaar gemaakt.

Figuur 45 Invloed van de aarde op de ruistemperatuur bij diverse elevaties t.o.v. het aardoppervlak44.

Op basis van de diverse ruiscurven die overlappende delen van het frequentiespectrum beslaan, is een curve (Figuur 46) voor de achtergrondruis tussen 500 kHz en 10 GHz samengesteld voor een situatie zonder enige man made ruis en een “rural” omgeving. Deze curve wordt gebruikt bij het berekenen van degradatie van de omgevingsruis door PVinstallaties in het rapport.

Figuur 46 Omgevingsruis curves voor “rural” en een omgeving zonder “man-made” ruis.

B Dekkingsplaatjes versus ruistoename

Dekkingsberekeningen, marifonie en AIS, volgens paragraaf 5.1.4

Onderstaande contouren zijn bepaald voor marifoon (linker plaatjes) en AIS (rechterkant) bij een gelijkblijvende audio SINAD waarde van 20 dB (marifoon) en PER (AIS).

Figuur 47 Vermindering van het bereik, indien de systeem ruis met 1 resp. met 3 dB toeneemt. Buitenste cirkel is de uitgangssituatie, de binnensten met toegenomen systeem ruis. Schip 1 naar brug/sluis. Links marifoon, rechts AIS klasse B, 2 Watt. De x- en y-assen geven de afstanden aan in kilometers.

Figuur 48 Vermindering van het bereik, indien de systeem ruis met 1 resp. met 3 dB toeneemt. Buitenste cirkel is de uitgangssituatie, de binnensten met toegenomen systeem ruis. Schip 2 naar brug/sluis. Links marifoon, rechts AIS klasse B. De x- en y-assen geven de afstanden aan in kilometers.

Figuur 49 Vermindering van het AIS-bereik, indien de systeem ruis met 1 resp. met 3 dB toeneemt. Buitenste cirkel is de uitgangssituatie, de binnensten met toegenomen systeem ruis. Links brug/sluis naar schip 1, rechts naar schip 2. De x- en y-assen geven de afstanden aan in kilometers.

Figuur 50 Reikwijdte van een marginaal marifoonsysteem: 0.5 W, 3 dB kabelverlies en -6 dB antenneversterking. Buitenste cirkel is de uitgangssituatie.

Limieten vereiste afstand tot aan PV-installatie versus communicatiesysteem en antennehoogte.

Installaties met een vermogen kleiner dan 20 kVA

Er is bij de antennehoogte variaties geen onderscheid gemaakt tussen basisstations (of steunzenders, repeaters) en mobiele installaties. Voor norm ruisveldsterkten zie Tabel 1.

Figuur 51 Minimale afstand AIS/Marifoon/C2000 tot aan PV-installatie met opbouwhoogte van 1,5 m, versus antennehoogte voor 3 dB systeemruis toename.

Figuur 52 IMT-2020 800 MHz 4G-systeem afstand tot aan PV-installatie met opbouwhoogte van 1.5 m, versus antennehoogte voor 3 dB systeemruis toename.

Figuur 53 AIS/Marifoon/C2000 afstand tot aan PV-installatie met opbouwhoogte van 10 m, versus antennehoogte voor 3 dB systeemruis toename.

Figuur 54 IMT-2020 800 MHz 4G-systeem afstand tot aan PV-installatie met opbouwhoogte van 10 m, versus antennehoogte voor 3 dB systeemruis toename.

Installaties groter dan 20 kVA

Er is bij de antennehoogte variaties geen onderscheid gemaakt tussen basisstations (of steunzenders, repeaters) en mobiele installaties. Voor norm ruisveldsterkten zie Tabel 1.

Figuur 55 AIS/Marifoon/C2000 afstand tot aan PV-installatie versus antennehoogte voor 3 dB systeemruis toename. PV-installatie opbouwhoogte is 1.5 m.

Figuur 56 IMT-2020 800 MHz 4G-systeem afstand tot aan PV-installatie versus antennehoogte voor 3 dB systeemruis toename. PV-installatie opbouwhoogte is 1.5 m.

AFBEELDING

Figuur 57 AIS/Marifoon/C2000 afstand tot aan PV-installatie versus antennehoogte voor 3 dB systeemruis

toename. PV-installatie opbouwhoogte is 10 m

Figuur 58 IMT-2020 800 MHz 4G-systeem afstand tot aan PV-installatie versus antennehoogte voor 3 dB systeemruis toename. PV-installatie opbouwhoogte is 10 m

Limieten vereiste veldsterkte van PV-installatie bij een gegeven afstand, versus communicatiesysteem en antennehoogte

De weergegeven ondergrens afstand van een PV-installatie tot aan een ontvangstinstallatie zijn in de grafieken in deze bijlage meestal groter dan 10 meter omdat de vereiste veldsterktewaarden anders tot onrealistisch lage waarden dalen (< 10 dBµV/m).

Limiet veldsterktes gegenereerd door een PV-systeem voor een systeem ruistoename van 3 dB, PV-hoogte is 1.5 m.

Er is bij de antennehoogte variaties geen onderscheid gemaakt tussen basisstations (of steunzenders, repeaters) en mobiele installaties. Voor norm ruisveldsterkten zie Tabel 1.

Figuur 59 Acceptabele EM-veldsterkte van de PV-installatie bij 3 dB systeemruis toename. Hoogte PVsysteem is 1.5 m, hoogte ontvangstantenne is 4 m.

Figuur 60 Limiet veldsterkte van de PV-installatie bij 3 dB systeemruis toename. Hoogte PV-systeem is 1.5 m, hoogte ontvangstantenne is 10 m.

Figuur 61 Limiet veldsterkte van de PV-installatie bij 3 dB systeemruis toename. Hoogte PV-systeem is

1.5 m, hoogte ontvangstantenne is 20 m.

Limiet veldsterktes gegenereerd door een PV-systeem voor een systeem ruistoename van 3 dB. PV-installatie hoogte is 10 meter.

Figuur 62 Limiet veldsterkte van de PV-installatie bij 3 dB systeemruis toename. Hoogte PV-systeem is 10 m, hoogte ontvangantenne is 4 m.

Figuur 63 Limiet veldsterkte van de PV-installatie bij 3 dB systeemruis toename. Hoogte PV-systeem is 10 m, hoogte ontvangantenne is 10 m.

Figuur 64 Limiet veldsterkte van de PV-installatie bij 3 dB systeemruis toename. Hoogte PV-systeem is 10 m, hoogte ontvangstantenne is 20 m.

C Visuele hinder per kijkrichting

In deze bijlage zijn alle grafieken te vinden die voor iedere oriëntatie van zonnepanelen aangeven hoeveel hinder er optreedt. Zoals in sectie 6.5.4 uitgewerkt verschilt dit afhankelijk van de kijkrichting van de waarnemer. In deze bijlage is daarom voor iedere kijkrichting

(stappen van 10°) een aparte grafiek te vinden.

Kijkrichting 0° (Noord)

Kijkrichting 10°

Kijkrichting 20°

Kijkrichting 30°

Kijkrichting 40°

Kijkrichting 50°

Kijkrichting 60°

Kijkrichting 70°

Kijkrichting 80°

Kijkrichting 90° (Oost)

Kijkrichting 100°

Kijkrichting 110°

Kijkrichting 120°

Kijkrichting 130°

Kijkrichting 140°

Kijkrichting 150°

Kijkrichting 160°

Kijkrichting 170°

Kijkrichting 180° (Zuid)

Kijkrichting 190°

Kijkrichting 200°

Kijkrichting 210°

Kijkrichting 220°

Kijkrichting 230°

Kijkrichting 240°

Kijkrichting 250°

Kijkrichting 260°

Kijkrichting 270° (West)

Kijkrichting 280°

Kijkrichting 290°

Kijkrichting 300°

Kijkrichting 310°

Kijkrichting 320°

Kijkrichting 330°

Kijkrichting 340°

Kijkrichting 350°

Bijlage 3 Normen Recreatieve Klassen

Maatvoering recreatieve vaarwegen, kunstwerken en maatvoering schepen

Opmerkingen bij tabellen:

* als er op korte afstand een alternatieve route > 30,00 m beschikbaar is, anders 30,00

** aquaducten/ keersluizen uitgezonderd  

BB = Beweegbare brug

• -

  Dit is vertaling van de tabel voor de recreatieve klassen die was opgenomen in het voormalige Provinciale Verkeers- en Vervoer Plan (PVVP). Deze is qua maatvoering nagenoeg gelijk aan de maatvoering die de BRTN toepast. Alleen in de vaarklasse Dm wijkt in deze tabel af ten opzichte van de landelijke norm (Landelijke norm wordt uitgegaan van een toegelaten diepgang van 1,10 meter);

• -

  Dit is een kopie van de tabel opgenomen in bijlage 7.3 van de Omgevingsverordening Fryslân 2022;

• -

  Azm t/m F zijn de klassen van vaarwegen en deze corresponderende met het type schepen. De “z” is zeilboot en de “m” is motorboot;

• -

  Ingrijpdiepte = diepte wanneer gebaggerd dient te worden, vervolgens dient er gebaggerd te worden naar de diepte aangegeven bij de baggerdiepte;

• -

  Vaarintensiteiten zijn gemeten over een jaar;

• -

  Uitgangspunt niet aangegeven zie minimale norm bij bestaand kunstwerk of maximale baggerdiepte;

• -

  Vaarwegdiepte en doorvaartbreedtes bij keersluizen en aquaducten blijft maatwerk. (Overleg met de vaarweg- en nautische beheerder).

Bijlage 4 Beslisboom toedeling oeverbeheer

Beslisboom oevers vaarwegen - verbijzondering beroepsvaarwegen

Algemeen:

Conform beslisboom (deel A) komen alle oevers langs de beroepsvaarwegen in beheer bij de provincie Fryslân. Uitzondering daarop vormen:

• -

  oevers langs het Prinses Margrietkanaal (is in beheer bij het Rijk)

• -

  locaties waar bestaande afspraken van toepassing zijn (publiek-privaat)

• -

  vaargeulen door de Friese meren

Verbijzondering 1 - Oevers bij kunstwerken

Beheerder kunstwerk = beheerder oever

• -

  exacte onderhoudsgrens per kunstwerk te bepalen

• -

  uitzondering vormen situaties waarin het kunstwerk niet nagelvast of nauw verbonden is met met de oever (volledig provincie)

Verbijzondering 2 - Oevers bij wachtvoorzieningen

* Dit zegt iets over het beheer en onderhoud van de oevers achter de wachtvoorziening en niet over de wachtvoorziening zelf

** Geen bijdrage vanuit de provincie

Verbijzondering 3 - Oevers bij aanlegvoorzieningen

* Aanliggend en/of gekoppeld aan (bereikbaar vanaf oever); geen bijdrage vanuit de provincie

** Geen bijdrage vanuit provincie. Indien er bestaande afspraken gelden voor een inpandige aanlegvoorziening, dan gelden deze afspraken

Verbijzondering 4 - Oevers bij laad- en loskades

Het oeverbeheer is voor de droge belanghebbende (dit kan zowel een publieke als een private partij zijn). Geen bijdrage vanuit de provincie.

Verbijzondering 5 - Oevers in zijtakken, zijnde geen vaarwegen

De oeverlijn langs de beroepsvaarweg wordt fictief doorgetrokken over de zijtak. De theoretische onderhoudskosten van deze fictieve oever is beschikbaar als provinciale bijdrage voor het onderhoud van de oevers in de zijtak en is op aanvraag.

Verbijzondering 6 - Oevers in smalle beroepsvaarwegen

Waar het beroepsvaarwater niet aan de normbreedte voldoet, is de provincie mede verantwoordelijk voor het oeverbeheer. Ook als hier reeds bestaande afspraken over zijn gemaakt die anders uitwijzen.

Daar waar bovengenoemde situatie zich voordoet, treedt de provincie alsnog op als oeverbeheerder. De omvang van de provinciale bijdrage is afhankelijk van de lokale situatie, gebaseerd op de vervangingskosten als ware het een reguliere oever die bij de provincie in beheer is.

Daar waar de beheerder aan de droge kant (zeer) zware eisen stelt aan de oeverconstructie, treedt de provincie in overleg met de droge beheerder over programmering en financiën.

Bijlage 5 Tabel ontheffingsmogelijkheden overmaatse schepen