ANNEXE F RAPPORT INFRASONS D`UNE ÉOLIENNE NORDEX N-80

CS·
F-1
ANNEXE F
RAPPORT INFRASONS D'UNE ÉOLIENNE NORDEX N-80
Projet de parc éolien à Thuin et Ham-sur-Heure - Nalinnes
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INSTITUT fÜr{ TE6i~bcHE UND ,.~
ANGEWANOTE PHYSIK GMBiI ,
MeOstelle nach §26 Sim.
Telefon
(04-\1) 798-3558
(0<141) 9736230
Messung der Infraschall-Abstrahlung
einer Windenergieanlage des Typs
Fax
(0141) 798-3563
NORDEX N-80
[email protected]
Postonschrift
Carf-von·O>sielzky-StrilBe S
26129 Oldenburg
Geschiiftsführer
DL Manfred Schult7.-von Gia
Auftraggeber:
NORDEX Energy GmbH
Barnbach 2
22848 Narderstedt
DipL Phys. Hermann Remm,
Silz
Ginslerweg 9
26160 Bad ZwiscllGnahn
Regislergericll!
Wesler51~<ie
rlRB: 6888
Bankverbindung
Raiffeisenbank Oldenburg
Ausführung:
ITAP - Institut für technische
und angewandte Physik GmbH
Dr. Klaus Betke
Dipl.-Phys. Rainer Matuschek
Carl-van-Ossietzky-StrafSe 9-11
26129 Oldenburg
Oldenburg, den 10. Juni 2003
Klo.-Nr. 80088000
BLZ 280fJ02 7.8
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Messung der Infraschall-Abstrahluilg ciller Windcner9ieanlagc des Typs NORDEX N-80
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Inhalt
1.
Aufgabenstellung ......................................................... Seite 2
2.
Durchführung der Messung ...................................................... 2
3.
Ergebnisse ..................................................................•. 4
3.1
G-bewerteter Sch aUpegel. ...................................................... 4
3.2
1/3-0ktav-Spektrum ...... , ..................................................... 4
3.3
Abhangigkeit von der Windgeschwindigkeit ................ , ..................... 6
4
Beurteilung der Ergebnisse ..................................................... 7
5.
Normen und Literatur .................................... , ..................... 8
6.
Zusammenfassung ...........................................................•.. 8
1. Aufgabenstellung
Zur Abstrahlung von Infraschall durch Windenergieanlagen (WEA) existieren var allem für
Anlagen mit Nennleistungen von über 1 Megawatt kaum Daten. Die NOROEX Energy GmbH
hat deshalb das Institut für technische und angewandte Physik (ITAP GmbH) beauftragt, die
Infraschallabstrahlung einer WEA des Typs NOROEX N-80 zu untersuchen. Die Anlage benndet sich auf dem Testfeld des Oeutschen Windenergie-Institutes (DEWI) bei Wilhelmshaven.
Die WEA hat eine Nennleistung von 2.5 MW, der Rotordurchmesser betragt 80 m bei einer
Nabenhohe von ebenfalls 80 m.
2. Durchführung der Messung
Die Messung fand am 14. Mai 2003 zwischen 10 Uhr und 15 Uhr statt.
Der Standort der untersuchten WEA sowie die Position benachbarter Anlagen und die
ungefahre Messposition sind in BUd 1 dargestellt. Die Anlagen A (Nennleistung 1.3 MW)
und 8 (1.65 MW) waren wahrend der Messzeit abgeschaltet. Die Anlagen C (600-kW·Zwei·
blatt) und 0 (500 kW) konnten nicht abgeschattet werden.
Am Messort harbare Fremdgerausche waren Gewitter, militarischer Flugverkehr, Gerausche
vom Betonwerk sowie das Gerausch von WEA C. Die gestarten Zeitabschnitte wurden soweit
wie méiglich von der Auswertung ausgeschlossen.
Die Messgeometrie ist in Bild 2 skizziert. In 200 m Entfernung von der WEA in Mitwindrichtung waren zwei Mikrofone (Brüel & l<jéEr 4190, mit Vorverstarker Brüel & KjéEr 5935) in
gegenseitigem Abstand von 5 m angeordnet. Die Mikrofone befanden sich in Hahe des
Erdbodens und waren mit einem spezielten Windschutz für tiefe Frequenzen versehen. Die
Messung _~~r Infmschall--Abstrahtung ciller Windellergieallla~w des Typs NORDEX N-80
3
Mikrofonsignale wurden aufgezeich net (DAT-Rekorder Sony OTe-ZE700) und spater mit einem
Korrelationsverfahren zur Reduzierung von windinduzierten 5torgerauschen [lJ ausgewertet.
Dazu wurde ein zweikanaliger Signalanalysator (Hewlett-Packard 35670a) eingesetzt. Die
Tauglichkeit der Messkette für Frequenzen bis hinab zu 0.7 Hz wurde zuvor im labor
ve rifizi e rt.
Bild 1. Standort und Ulllgebung der untersuchten WEA.
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der
Tnfraschall-Abstr:lhl~jr19
einer Windenergieanlage des Typs NORDEX N-80
Windenergieanlage N-80
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Bild 2. Skizze der Messgeometrie
3. Ergebnisse
Windenergieanlagen strahten im Infraschallbereich ein Linienspektrum ab, wobei der Linienabstand gleich der Blattfolgefrequenz (BPF, Btade Passing Frequency) ist. Bei einer Rotordrehzahl von z.B. 15/min betragt die Blattfolgefrequenz 3 x 15/60 Hz "" 0.75 Hz. Infolge
der Drehzahlschwankungen der Anlage wird die Schallenergie jedoch kontinuierlich über den
Frequenzbereich "verschmiert".
Hinweis: Alle im folgenden angegebenen Windgeschwindigkeiten beziehen
sich auf das Gondelanemometer der N-80.
3.1 G-bewerteter SchaHpegel
Für eine Einzahl-Angabe des Infraschallpegels ist der sonst übtiche A-bewertete pegel nicht
geeignet. Deshalb wurde der G-bewertete pegel nach ISO 7196 [3J berechnet. Bild 3 zeigt
den zeitlichen Verlauf des G-Pegels vor und nach dem Abschalten der N80 (gleitende
60s-Mittelwerte). Es handelt si ch um $ummenpegel der WEA sowie aller im Messzeitraum
aufgetretenen Storgerausche. Dabei handelte es sich insbesondere um Ftuglarm. Die Pegelabnahme beim Abschalten ist dennoch deutlich erkennbar.
3.2 1/3-0ktav-Spektrum
In BiLd 4 ist ein typisches 1/3-0ktav-Spektrum (Terzspektrum) dargestelLt, zusammen mit
der HorschweUe nach DIN 45680 [2J. Die WEA Ueferte zu diesem Zeitpunkt eine Leistung
von rund 1100 kW.
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Utlrzeit
Bild 3. G-bewerteter Schallpege! in 200 m Abstand von der WEA vor und nach dem
Abscha!ten um 13:56 Uhr. Ab 14:17 Uhr wurde die benachbarte Anlage B (siehe
Bild 1) wieder hochgefahren.
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1/3-0ktav-Frequenz in Hz
Bild 4. Typisches Terzspektrum und Horschwelle nach DIN 45680
80
63
100
6
3.3 Abhangigkeit von der Windgeschwindigkeit
In Bild 5 ist der G-bewertete Pegel in Abhangigkeit von der Anlagenleistung dargestellt. Es
handelt sich um Mittelwerte über jeweils 16 s. Bild 6 zeigt die gleichen Daten als Funktion
der Windgeschwindigkeit. Die Regression liefert einen Anstieg des Pegels von etwa 0.75 dB
je mis Windzunahme.
Mit dem bel abgeschalteter N-80 gemessenen Hintergrundgerausch - ebenfalls in Bild 6
eingezeichnet - und einer entsprechenden Regression ist es moglich, den mittleren
Anlagenpegel ohne den Storgerauschanteil zu berechnen. Entsprechende Werte sind für
einige Windgeschwindigkeiten in Tabelle 1 aufgelistet. Man erkennt, dass der Pegel um rund
1 dB je mis ansteigt.
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Bild 5. Gemessener G-bewerteter Schalldruckpegel in Abhangigkeit von der Anlagenleistung
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Schallpegel in dB(G)
5
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10
11
12
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59
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62
62
63
64
65
Tabelle 1. Mittterer G-bewerteter Pegel der Anlage in 200 m Entfernung,
Storgerauschanteile abgezogen und aufgerundet auf ganze dB-Werte
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Bild 6. Gemessene G-bewertete Scllalldruckpegel in Abllangigkeit von der Windgescllwindigkeit
4. Beurteilung der Ergebnisse
lm InfraschaUbereich ist die Skala der Empfindungen von /lgerade wahrnehmbar" bis "sehr
iaut" auf eine sehr viel kleineren Pegelbereich abgebildet als bei héiheren Frequenzen. Als
Richtwert für eine storende Beeinflussung durch Infraschall wird deshalb haufig die
Horschwelle hera Il gezogen.
Bild 4 zeigt, dass die gemessenen Terzpegel im tieffrequellten Bereich bis 30 Hz deutlich
unter der mittleren Horschwelle nach DIN 45680 [3] tiegen. Diese hat bei 10 Hz den Wert
95 dB. Um die individuelle Streuung der Horschwelle zu berücksichtigen, wird in [4] ein
niedrigerer Wert von 86 dB vorgeschlagen, mit einer Abnahme von 12 d8/0ktave bei
steigender Frequenz. Auch diese Schwellenwerte werden vom Anlagenpegel unterschritten;
das Gerausch der WEA ist danach im Infraschallbereich nicht wahrnehmbar.
Die G-Bewertung [3J wurde speziell für den Frequenzbereich 1.~.20 Hz entwickelt. Als Richtwert gilt, dass ein Gerausch mit 100 dB(G) gerade horbar ist, wahrend Pegel von 90 dB(G)
und weniger normalerweise nicht wahrnehmbar sind. Die Messwerte von weniger ais
65 dB(G) unterschreiten samit auch dieses Kriterium erheblich.
Messung der Infraschall-AbstrahllJrl(j einH Windenergieanlage
---- ... des Typs NORDEX N-80
--_._--~~-~--_._~-_._~-
~_.~-
5. Normen und literatur
[1]
K. Betke, H. Remmers: Messung und Bewertung von tieffrequentem SchaH. In:
Fortschritte der Akustik. Plenarvortrage der 24. Deutschen Jahrestagung für Akustik,
Seite 472. Oldenburg 1998.
[2]
DIN 45680 (Marz 1997): Messung und Bewertung tieffrequenter Gerauschimmissionen
in der Nachbarschaft.
[3]
ISO 7196 (1995): Acoustics - Frequency weighting for infrasound measurements.
[4]
M.L.S. Vercammen (1992): Low-Frequency Noise Limits. J. Low Freq. Sound Vib. 14,
105-107.
5. Zusammenfassung
Es wurde die Schatlabstrahlung einer Windenergieanlage vom Typ Nordex N-80 bei tiefen
Frequenzen bis hinab zu 0.5 Hz und in einer Entfernung von 200 m gemessen. Sowaht der
G-bewertete Infraschallpegel ars auch die 1/3-0ktav-Pegel bis 30 Hz lagen erheblich unter
den Literaturwerten für die menschliche Horschwetle. Die Messung ergab samit keine
Hinweise auf eine mogliche Gefahrdung oder Beeintrachtigung von Personen durch von der
Anlage ausgehenden Infraschall.
Oldenburg, den 10. Juni 2003
Dr. Klaus Betke
8
La construction anarchique d'un parc éolien peut être à l'origine de catastmphes écologiques. Un exemple
malheureux est celui de l'impact du parc éolien d'Altamont Pass en Californie sur les rapaces. Ce parc fut
construit aux Etats-Unis en 1982 en l'absence de toute étude d'impact. Il s'agit d'un parc très dense de
7.000 turbines qui sont à l'origine de la mort de nornbreux rapaces chaque année (Orloff & Flannery
1992 ; Hunt et al. 1997). La taille de ce genre de parc est sans comparaison avec les parcs de rnaximum
15 éoliennes qui sont construits dans nos régions.
Lors de l'évaluation de l'impact de l'installation d'un parc éolien sur l'avifaune, de nombreux facteurs
doivent être pris en compte, comme la configuration spatiale des éoliennes, la topographie, l'aérologie,
les zones de nidifications, les axes de migration et de façon générale, la façon dont les oiseaux utilisent le
site (Albouy et al. 1997, André et al. 2006 ; Kingsley & Whittam 2001).
Les impacts d'un parc éolien en phase d'exploitation sur l'avifaune varient fortement d'une espèce à
l'autre. Les incidences principales sont une dépense énergétique supplémentaire en raison de la trajectoire
de vol à l'approche du parc éolien, le risque de collision avec le rotor en mouvement, la désertion des
espèces due au dérangement et à la perte d'habitat et l'effet barrière (Albouy et al. 1997 ; Janss 2000 ;
Albouy et al. 2001 ; Barrios & Rodriguez 2004; André 2004 ; André et al 2006; Drewitt & Langston
2006).
Impact,> potentiels
1°) Modification du comportement de-'LO.l
Globalement, lorsqu'on compare le nombre de passages d'oiseaux entre un site éolien et un site témoin
équivalent, le nombre d'oiseaux survolant la zone est moindre pour les parcs éoliens. Les oiseaux qui
traversent le site éolien modifient et ajustent leurs comportements de vol lorsque les rotors sont en
marche. Lors d'une étude, Osborn et al. (1998) ont constaté que la majorité des oiseaux (70 à 75 %) ont
modifié leur altitude de vol et ont traversé le parc en volant en-dessous des pales des rotors (à plus ou
moins 20 mètres du sol), alors que 16 à 17,5 % des oiseaux ont traversé le parc à des altitudes
dangereuses (20 à 50 mètres). La plupart des oiseaux observés (74,5 à 80 %) ne se sont pas approchés à
plus de 30 mètres des éoliennes lors de leurs passages. Seul 5 à 14 % se sont approchés à moins de
16 mètres des rotors.
Albouy et al. (2001) ont observé que dans près de 90 % des cas, les oiseaux en approche des éoliennes
ont réagi en modifiant leur trajectoire de vol.
Ces modifications de comportement de vol s'illustrent par (Albouy et al. 1997; Albouy et al. 2001) :
•
un demi-tour pur et simple de certaines espèces en migration (réaction rare) ;
•
des modifications de trajectoire et/ou d'altitude de vol principalement pour les espèces en migration.
Ces modifications du comportement de vol ont pour principale conséquence une dépense énergétique
supplémentaire pour les oiseaux (Albouy et al. 1997). Dans certains cas, des oiseaux ont été observés
faisant des détours de plusieurs kilomètres avant de trouver un endroit propice au franchissement de
l'obstacle (lignes électrique par exemple; Tombal, communication personnelle, 2007).
2."lfusquede collision
Le risque de collision entre éoliennes et oiseaux vdr'ie fortement d'une esp0Cf' à l'autre et d'une saison à
l'autre (Barrios et Rodriguez 2004 ; DCirr 2005),
Le nombre moyen de décès d'oiseaux par éoli(~nne varie fortement d'un parc èÎ l'autre, et rnêrne d'une
turbine à l'autre au sein d'un même parc, allant de 1 à 64 décès par turbine par an dans le cas des
turbines les moins bien placées des parcs les plus problématique, comme à Alamont Pass (Etats-Unis), Le
choix du site joue clairement un rôle capital dans la limitation du nombre de collisions fatales (Orloff &
Flannery 1992 ; Hunt et al. 1997; Albouy et 211.1997; Albouy et al. 2001 ; Everaert & Kuijken 2007).
Deux phénomènes sont à l'origine du risque de collision pour l'avifaune : la migration et les déplacements
locaux. De façon générale, le taux de mortalité der aux collisions est faible pour les espèces nicheuses, mais
réparti sur toute l'année, alors que dans le cas des oiseaux migrateurs, les études s'accordent pour dire
que le taux de décès est plus élevé, mais se concentre sur des périodes limitées de l'année (Tombal,
communications personnelles)
Les espèces les plus concernées par la collision sont celles qui ont une moins bonne aptitude à réagir en
vol, les « grands voiliers », qui pratiquent le vol à voile ou plané, ainsi que les rapaces.
D'après Osborn et al. (1998) et Mabay et Paul (2007), les espèces les plus concernées par le risque de
collision sont également les rapaces et les oiseaux d'eau, car ces groupes volent à des altitudes et à, des
distances des éoliennes qui les mettent en danger.
Les rapaces se révèlent être particulièrement sensibles au problème des collisions, malgré le fait qu'ils ne
montrent pas de difficulté à détecter et à franchir les parcs éoliens lorsqu'ils sont simplement en
déplacement (Howell 1990; Orloff 1992 ; Orloff & Flannery 1992 ; Kingsley & Whittam 2001), Le
problème des collisions entre rapaces et turbines semble se poser lorsqu'ils sont en chasse, et que leur
attention est focalisée sur leur proie. Dans le cas des rapaces en chasse, Hodos et. al (2001) ont émis
l'hypothèse que le nombre de décès de ces oiseaux à la vue spécialement bien développée s'explique par
le fait qu'ils sont incapables de partager leur attention entre la recherche de proies et les obstacles sur
l'horizon. Cependant, il semblerait que la raison du taux de collision entre les rapaces et les pales des
turbines soient la même que dans le cas d'autres espèces d'oiseaux, à savoir qu'ils ont des difficultés à
détecter les pales en mouvement, dont la vitesse à l'extrémité peut atteindre des vitesses de l'ordre de
200 km/h (Hodos et al. 2001, Maclsaak 2001).
3°) Désertion du milieu ~gement et destruction d'habitat
Dans certains cas, l'implantation d'un parc éolien peut mener à la désertion d'une zone plus ou moins
importante autour des éoliennes par des espèces d'oiseaux. L'abandon de la zone peut être der soit à
l'occupation physique de l'habitat d'une espèce par les éoliennes (par exemple: abandon d'une zone par
les vanneaux du fait de l'extension d'un site éolien en Allemagne (Bergen 2001 )), soit le délaissement est
lié aux perturbations générées par la construction et/ou l'exploitation du parc, qui a un effet dissuasif sur
les espèces présentes.
En général, les éoliennes ont un effet dissuasif sur les zones de repos et de nourrissage pour les hivernants
(Bateloup et al. 2004), tandis que les espèces résidentes s'y adaptent mieux (Meek et al. 1993 ; Percival
1998 ; Albouy et al. 1997 ; Guyonne & Clave 2000 ; Kingsley & Whittam 2001 ; James & Coady 2003 ;
André et al. 2006). Même si l'érection d'un parc éolien n'entraine pas systématiqùement la désertion de la
zone, on a souvent pu observer significativement moins d'oiseaux et moins d'espèces d'oiseaux à
proximité immédiate des éoliennes par rapport à une zone contrôle (Osborn et al. 1998 ; Leddy et al.
1999)