HUMPPILAN - URJALAN TUULIVOIMAPUISTO VÄLKEMALLINNUS

Vastaanottaja Voimamylly Oy Asiakirjatyyppi Raportti Päivämäärä 10.6.2014 Viite 82142159 HUMPPILAN - URJALAN TUULIVOIMAPUISTO VÄLKEMALLINNUS

HUMPPILAN - URJALAN TUULIVOIMAPUISTO VÄLKEMALLINNUS Päivämäärä 10.6.2014 Laatija Tarkastaja Arttu Ruhanen Janne Ristolainen Välkemallinnus tuulivoimahankkeen kaavoitustyötä varten Sisältää Maanmittauslaitoksen Maastotietokannan 04/2013 aineistoa. http://www.maanmittauslaitos.fi/avoindata_lisenssi_versio1 _20120501 Viite 82142159 Ramboll Niemenkatu 73 15140 LAHTI T +358 20 755 611 F +358 20 755 7801 www.ramboll.fi

VÄLKEMALLINNUS SISÄLTÖ 1. Yleistä 1 2. Suunnitteluohjearvot 1 3. Vaikutusmekanismit 1 4. Mallinnusmenetelmä ja lähtötiedot 2 4.1 Mallinnusohjelma ja laskentamalli 2 4.2 Laskentojen epävarmuus 2 4.3 Välkelaskenta 2 4.4 Maastomalli 3 4.5 Tuulivoimalatiedot 3 5. Mallinnustulokset ja tulosten tulkinta 3 6. Välkevaikutuksien vähentäminen 4 LIITTEET 5 LÄHTEET 5

VÄLKEMALLINNUS 1 1. YLEISTÄ Voimamylly Oy suunnittelee tuulivoimapuiston sijoittamista Humppilan ja Urjalan kuntien alueelle. Tämän työn tarkoituksena on ollut selvittää suunniteltujen tuulivoimalaitosten aiheuttamaa vilkkuvan varjostuksen eli välkkeen vaikutukset. Työ on tehty Voimamylly Oy:n toimeksiannosta alueiden kaavoitustyötä varten. Välkemallinnuksen ja raportoinnin on tehnyt Ramboll Finland Oy:stä ins.(amk) Arttu Ruhanen. 2. SUUNNITTELUOHJEARVOT Tuulivoimaloista aiheutuvalle vilkkuvalle varjostukselle ei ole määritelty Suomessa raja- tai ohjearvoja. Ympäristöministeriön julkistamassa Tuulivoimarakentamisen suunnittelu (Ympäristöhallinnon ohjeita 4/2012) oppaassa suositellaan käyttämään apuna muiden maiden suosituksia välkkeen rajoittamisesta. [1] Taulukko 1. Esimerkkejä muiden maiden suosituksista ja raja-arvoista välkkeen esiintymisen osalta Maa Real Case Worst Case Saksa 8 tuntia/vuosi 30 tuntia/vuosi 30 min/päivä Ruotsi 8 tuntia/vuosi 30 min/päivä - Tanska 10 tuntia/vuosi - 3. VAIKUTUSMEKANISMIT Tuulivoimalat voivat aiheuttaa välkevaikutusta lähiympäristöönsä, kun auringon säteet suuntautuvat tuulivoimalan roottorin lapojen takaa tiettyyn katselupisteeseen. Toiminnassa oleva tuulivoimala aiheuttaa tällöin ns. vilkkuvaa varjostusilmiötä. Voimaloiden välketaajuus riippuu roottorin pyörimisnopeudesta eli tuulennopeudesta. Välkeilmiö on säästä riippuvainen ja sitä ei esiinny kun aurinko on pilvessä tai kun tuulivoimala ei ole käynnissä. Pisimmälle varjo ulottuu, kun aurinko on matalalla (aamulla ja illalla). Kun aurinko laskee riittävän matalalle, yhtenäistä varjoa ei enää muodostu. Tämä johtuu siitä, että valonsäteet joutuvat kulkemaan pitemmän matkan ilmakehän läpi, jolloin säteily hajaantuu.

VÄLKEMALLINNUS 2 4. MALLINNUSMENETELMÄ JA LÄHTÖTIEDOT 4.1 Mallinnusohjelma ja laskentamalli Suunnitellun tuulivoimalan ympäristöönsä aiheuttaman ns. vilkkuvan varjostuksen esiintymisalue ja esiintymistiheys laskettiin EMD WindPRO 2.9 -ohjelman Shadow -moduulilla, joka laskee kuinka usein ja minkälaisina jaksoina tietty kohde on tuulivoimaloiden luoman vilkkuvan varjostuksen alaisena. Ohjelma on yleisesti käytössä tuulivoimaloiden aiheuttaman vilkkuvan varjostuksen mallinnuksessa. Lisätietoja ohjelmasta ja laskentamallin kuvauksen saa internet-osoitteesta http://www.emd.dk/ löytyvästä ohjelman käyttöohjeesta [2]. Ohjelmalla voidaan tehdä kahdentyyppisiä laskentoja, ns. Pahin tilanne (Worst Case)- ja Todellinen tilanne (Real Case) -laskelmia. Vilkkuvan varjostuksen esiintymisalueesta laskettavan kartan lisäksi voidaan laskea yksittäisiin reseptoripisteisiin kohdistuvaa välkevaikutusta. Kuva 1. Tuulivoimalan aiheuttaman vilkkuvan varjostuksen alue 4.2 Laskentojen epävarmuus Worst Case tuloksiin auringonpaisteisuustiedoilla ja tietyn tuulen suunnan toiminnallisella ajalla ei ole merkitystä. Koska laskenta perustuu auringon asemaan suhteessa tuulivoimalaitokseen ja tarkastelupisteeseen, voidaan laskennan tarkkuutta pitää hyvinkin luotettavana. Real Case tuloksiin auringonpaisteisuustiedot ja tuulen suuntien toiminnalliset ajat vaikuttavat. Mikäli voimalan roottori liikkuu tunteina vähemmän ja aurinko paistaa vähemmän, vähentää se välkeilmiön esiintymistä nyt lasketusta, ja mikäli enemmän, se vastaavasti lisää välkeilmiön esiintymismahdollisuuksia Real Case tuloksissa. Laskenta ei huomioi metsän ja muun kasvillisuuden aiheuttamaa peitevaikutusta. Jos tuulivoimaloiden ja katselupisteen välillä on muita välkkeen esiintymiseen vaikuttavia asioita, kuten esimerkiksi tiheää metsää tai korkeita rakennelmia, eivät todelliset välkevaikutukset ole välttämättä niin suuret kuin mallinnustulokset. Jos tuulivoimalat eivät näy katselupisteeseen, ei myöskään vilkkuvaa varjostusta aiheudu. 4.3 Välkelaskenta Laskentapisteiden väliseksi etäisyydeksi määritettiin 10 metriä. Laskennan tarkastelukorkeutena käytettiin 1,5 metriä, eli noin ihmisen silmänkorkeutta. Välkkeen teoreettinen maksimietäi määräytyy mallinnuksessa käytetyn laitosmallin tiedoista WindPro:n kirjastosta. Laskenta tehtiin 1 minuutin tarkkuudella. Saksalaisen ohjeistuksen (joka on yleisesti käytössä oleva laskentatapa) mukaan välkevaikutusta laskettaessa auringonpaistekulman raja horisontista on kolme astetta, jonka alle menevää auringon säteilyä ei oteta huomioon ja laskennassa roottorin lavan tulee peittää vähintään 20 % auringosta [3]. Worst Case laskenta antaa teoreettisen maksimivälkemäärän. Laskenta olettaa auringon paistavan koko ajan, kun aurinko on horisontin yläpuolella ja tuulivoimaloiden oletetaan käyvän koko ajan sekä tuulen suunnan seuraavan aurinkoa siten, että välkettä syntyy tarkastelupisteeseen aina maksimaalinen määrä. Tulos on teoreettinen, koska sään ollessa pilvinen tai tuulivoimalan ol-

VÄLKEMALLINNUS 3 lessa pysähdyksissä tuulivoimala ei aiheuta liikkuvaa varjoa. Roottorin asento voi rajoittaa paljonkin voimalan takana olevaa välkealueen kokoa. Myös tuulen suunnan painaessa lavan tason samansuuntaiseksi kuin auringon ja katselupisteen välinen jana, tuulivoimala ei aiheuta välkevaikutusta. Real Case laskennoissa huomioidaan alueen tuulisuus- ja auringonpaistetiedot. Worst case - tuloksista tehdään vähennykset auringonpaistetietoihin ja käyttötuntitietoihin (tuulensuunta sektoreittain) perustuen, josta saadaan Real case -tulos. Säähavaintotietoina käytettiin Ilmatieteen laitoksen Jokioisten Observatorion keskiarvoisia auringonpaisteisuustietoja sekä tuulensuuntatietoja ilmastolliselta vertailukaudelta 1981 2010 [4]. Voimalan roottorin on oletettu tässä laskennassa liikkuvan 80 % vuoden tunneista. 4.4 Maastomalli Maastomalli on laadittu Maanmittauslaitoksen maastotietokannan korkeusaineistolla, jossa korkeuskäyrät ovat 2,5 metrin välein. Maastomallissa ei huomioitu puustoa tai rakennuksia. 4.5 Tuulivoimalatiedot Laskennoissa huomioitiin 20 tuulivoimalaitosta (layout päivitetty 14.2.2014). Tuulivoimaloiden napakorkeus oli 144 metriä ja roottorin halkaisijana käytettiin 131 metriä. Taulukko 2. Tuulivoimalaitosten koordinaatit (ETRS-TM35FIN) Tunnus X Y 1 301137 6765993 3 302113 6765742 4 302575 6765533 5 300566 6766876 6 300896 6766481 7 301045 6766993 8 301491 6766302 9 301587 6767293 10 301510 6767866 11 303856 6766838 12 304174 6767637 13 304669 6767355 14 305273 6767550 15 305638 6766771 16 304780 6768380 17 305231 6767979 18 306028 6766324 20 302083 6768526 21 302198 6768982 26 304845 6769123 5. MALLINNUSTULOKSET JA TULOSTEN TULKINTA Välkekartta joka on esitetty liitteessä 1, tehtiin Real Case laskennasta. Välkevyöhykelaskennan lisäksi tehtiin reseptoripistelaskentoja 18 reseptoripisteeseen. Reseptoripistelaskentojen tulokset on esitetty liitteessä 2. Ajankohdat milloin välkettä voi teoriassa reseptoripisteissä esiintyä on esitetty liitteessä 3. Välkevaikutusalueilla olevien rakennusten lukumäärät laskettiin välkekartasta. Taulukko 2. Välkevaikutusalueille jäävien rakennusten lukumäärät Rakennustyyppi Real Case laskenta, h/v 8-10 h/v >10 h/v Asuinrakennus 3 8 Lomarakennus 7 29

VÄLKEMALLINNUS 4 Useita asuin- ja lomarakennuksia eri puolella hankealuetta jää välkevaikutusalueille, joten mallinnustulosten perusteella välkevaikutusten rajoittamiselle on todennäköisesti tarvetta. Varsinkin avoimilla peltoaukeilla sijaitsevien talojen kohdalla, jossa puusto ei rajoita varjon liikkumista. Mallinnuksen mukainen Real case tulos on pitkän ajan keskiarvo ja eri vuosina sääolosuhteet eroavat toisistaan. Välkevaikutusten todellinen tilanne siis vaihtelee eri vuosina, koska välkkeen esiintyminen tietyssä katselupisteessä tietyllä hetkellä edellyttää, että aurinko paistaa tuulivoimalaitosten takaa tarkastelupisteeseen tuulivoimala pyörii ja tuulen suunta mahdollistaa vilkkuvan varjon syntymisen ilman kirkkaus mahdollistaa vilkkuvan varjon syntymisen Reseptoripisteitä asetettiin hankealueelle ja sen ympäristöön eri puolille. Liitteen 3 graafisesta kalenterista voidaan nähdä suurpiirteiset ajankohdat, jolloin välkettä voi esiintyä määritetyissä reseptoripisteissä. Kuten liitteen 3 kalentereista nähdään, suurimpaan osaan reseptoripisteistä voi välkettä aiheutua useista tuulivoimalaitoksista ja vain muutamiin reseptoripisteeseen vaikuttaa yksi tai kaksi voimalaitosta. Kaikissa reseptoripisteissä, jotka on sijoitettu välkevaikutusalueella olevien loma-asuntojen kohdalle, voi esiintyä vilkkuvaa varjostusta myös aikaan (-kuu). Loma-asunnoilla aikaan välkeilmiötä voi esiintyä aamu- ja ilta-aikaan reseptoripisteissä 4, 5, 6, 11 ja 14. Reseptoripisteissä 9 ja 15 välkettä voi esiintyä aikaan aamulla ja reseptoripisteissä 7 ja 10 illalla. Kesäaamuinen välkeilmiö ajoittuu pääsääntöisesti reseptoripisteissä ennen klo 7 ja iltainen klo 20 jälkeen. Mallinnuksen mukaisille välkevaikutusalueille jäävien asuin- ja lomarakennusten kohdalla tulee kuitenkin arvioida kohdekohtaisesti onko ympäristö sellainen, että välkevaikutuksia voi esiintyä kyseisten rakennusten kohdalla. Tähän vaikuttavat mm. metsä ja rakennukset. 6. VÄLKEVAIKUTUKSIEN VÄHENTÄMINEN Tuulivoimaloiden välkevaikutus on mahdollista vähentää teknisin keinoin siten, ettei välkettä esiinny tietyllä kohteella enemmän kuin määrätty aika. Tämä tapahtuu ohjaamalla tuulivoimalaitokset pysähtymään tiettyinä ajankohtina. Välkkeen muodostumista tietyssä kohteessa monitoroidaan voimalan nasellin päälle tai runkoon asennettavilla valosensoreilla, jotka laskevat muodostumisen mahdollisuutta tietyssä suunnassa valoisuuden ja roottorin asennon mukaan. Järjestelmä tarkistaa arvot välkkeelle alttiin kohteen läheisyyteen sijoitetun mittarin avulla ja pysäyttää voimalan tarvittaessa määritetyn tuntimäärän ylittyessä. Suunnitteluohjearvojen (joita ei ole suoraan määritetty Suomessa) myötä tuulivoimalaa ei tarvitse pysäyttää aina kun välkettä esiintyy. Jos välkemäärän rajana käytetään 8 tai 10 tuntia vuodessa, tulisi välkevaikutuksien vähentämiseksi tiettyjen voimaloiden toimintaa rajoittaa. Rajoitustoimet tulee kohdistaa voimaloihin, joilla on suurin vaikutus välkealueen ympäristön asuinrakennusten välkemäärään. Osa laitoksista ei aiheuta merkittävästi välkettä mihinkään häiriintyvään kohteeseen. Välkevaikutuksen vähentämiseksi on esitetty myös puustovyöhykkeiden säilyttämistä/kasvattamista. Puuston on kuitenkin oltava riittävän tiheää ja korkeata sekä suojata pihaaluetta kattavasti, jotta sillä saadaan estettyä välkkeen esiintyminen asuintalojen ikkunoissa ja oleskelupihoilla. Jos tuulivoimalat eivät näy häiriintyvään kohteeseen, ei myöskään välkettä aiheudu. [5]

VÄLKEMALLINNUS 5 LIITTEET Liite 1 Liite 2 Liite 3 Real Case -laskennalliset välkevyöhykkeet Reseptoripistelaskennan tulokset Kalenteri välkkeen mahdollisen esiintymisen ajankohdista reseptoripisteissä LÄHTEET 1. Tuulivoimarakentamisen suunnittelu, Ympäristöhallinnon ohjeita 4/2012 2. WindPRO 2.8 User Manual 3. Hinweise zur Ermittlung und Beurtelung der optischen Immissionen von Windenergianlagen, WEA-Shattenwurf-Hinweise 4. Ilmatieteen laitos, Tilastoja Suomen ilmastosta 1981-2010, Raportteja 2012:1 5. Update of UK Shadow Flicker, Evidence Base, Final Report

LIITE 1

LIITE 2 (1/3) Project: Humppila SHADOW - Main Result Calculation: Receptor H144 D120, layout 2014-02-14 Assumptions for shadow calculations Maximum distance for influence Calculate only when more than 20 % of sun is covered by the blade Please look in WTG table WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 10.6.2014 12:06 / 1 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 10.6.2014 11:52/2.9.269 Minimum sun height over horizon for influence 3 Day step for calculation 1 days step for calculation 1 minutes Sunshine probability S (Average daily sunshine hours) [] Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 1,16 2,52 4,19 6,43 8,42 8,50 8,58 6,71 4,57 2,52 1,10 0,81 Operational time N NE E SE S SW W NW Sum 727 587 727 727 1 077 1 498 867 797 7 007 Idle start wind speed : Cut in wind speed from power curve A ZVI (Zones of Visual Influence) calculation is performed before flicker calculation so non visible WTG do not contribute to calculated flicker values. A WTG will be visible if it is visible from any part of the receiver window. The ZVI calculation is based on the following assumptions: Height contours used: Height Contours: korkeusviivat.wpo (1) Obstacles used in calculation Eye height: 1,5 m Scale 1:100 000 Grid resolution: 10,0 m New WTG Shadow receptor WTGs KKJ Zone: 2 WTG type Shadow data East North Z Row data/description Valid Manufact. Type-generator Power, Rotor Hub Calculation RPM rated diameter height distance [m] [kw] [m] [m] [m] [RPM] 1 2 463 596 6 763 447 132,2 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 3 2 464 582 6 763 241 135,0 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 4 2 465 053 6 763 053 130,0 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 5 2 462 985 6 764 303 130,0 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 6 2 463 333 6 763 924 123,8 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 7 2 463 458 6 764 442 137,5 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 8 2 463 935 6 763 772 138,8 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 9 2 463 985 6 764 766 124,4 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 10 2 463 883 6 765 335 120,0 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 11 2 466 273 6 764 416 140,0 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 12 2 466 554 6 765 228 142,5 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 13 2 467 061 6 764 969 140,0 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 14 2 467 655 6 765 192 131,1 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 15 2 468 056 6 764 430 135,0 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 16 2 467 125 6 765 998 135,0 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 17 2 467 594 6 765 618 131,7 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 18 2 468 466 6 764 002 150,0 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 20 2 464 425 6 766 021 116,1 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 21 2 464 519 6 766 481 117,6 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 26 2 467 156 6 766 743 123,4 NORDEX N131/3000 3000 13... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 Shadow receptor-input KKJ Zone: 2 No. East North Z Width Height Height Degrees from Slope of Direction mode a.g.l. south cw window [m] [m] [m] [m] [ ] [ ] 1 2 462 825 6 763 133 102,5 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 2 2 465 664 6 763 298 117,5 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 3 2 462 640 6 763 803 102,5 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 4 2 464 694 6 764 035 121,7 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 5 2 465 412 6 764 140 130,0 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 6 2 467 215 6 763 958 133,7 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" To be continued on next page... WindPRO is devped by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

Project: Humppila SHADOW - Main Result Calculation: Receptor H144 D120, layout 2014-02-14...continued from previous page KKJ Zone: 2 No. East North Z Width Height Height Degrees from Slope of Direction mode a.g.l. south cw window [m] [m] [m] [m] [ ] [ ] 7 2 469 238 6 763 572 135,1 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 8 2 462 403 6 764 516 105,3 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 9 2 463 047 6 765 128 128,9 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 10 2 464 767 6 764 998 142,5 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 11 2 465 369 6 764 703 133,1 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 12 2 463 641 6 766 166 110,6 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 13 2 463 743 6 765 990 115,0 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 14 2 465 818 6 766 124 126,4 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 15 2 466 323 6 766 285 131,2 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 16 2 465 187 6 766 892 126,3 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 17 2 467 617 6 767 259 116,5 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 18 2 467 174 6 767 921 117,3 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 10.6.2014 12:06 / 2 LIITE 2 (2/3) Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 10.6.2014 11:52/2.9.269 Calculation Results Shadow receptor Shadow, worst case Shadow, expected values No. Shadow hours Shadow days Max shadow Shadow hours per year per year hours per day per year [h/year] [days/year] [h/day] [h/year] 1 78:03 91 1:04 17:48 2 46:06 69 1:03 8:11 3 87:24 193 0:44 18:47 4 121:08 208 1:09 16:39 5 92:30 240 0:53 15:07 6 78:14 132 1:01 17:28 7 65:42 80 0:58 14:22 8 92:00 176 1:14 16:09 9 161:08 256 1:16 21:26 10 71:42 167 0:51 11:57 11 81:04 238 0:37 13:05 12 99:18 223 0:38 13 15 258 0:46 24:48 14 57:44 144 0:46 9:57 15 113:27 247 0:51 16 39:33 91 0:38 5:30 17 64:52 138 0:43 7:28 18 28:48 72 0:28 2:26 Total amount of flickering on the shadow receptors caused by each WTG No. Name Worst case Expected [h/year] [h/year] 1 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (137) 81:59 16:12 3 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (138) 74:45 8:40 4 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (139) 98:54 11:20 5 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (140) 81:41 10:34 6 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (141) 92:26 15:28 7 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (142) 85:43 12:26 8 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (143) 97:58 16:26 9 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (144) 116:39 18:13 10 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (145) 125:41 20:08 11 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (146) 83:12 12 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (147) 66:13 9:09 13 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (148) 24:19 3:00 14 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (149) 0:00 0:00 15 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (150) 63:29 14:17 16 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (151) 47:03 6:25 17 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (152) 21:34 2:08 To be continued on next page... WindPRO is devped by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

Project: Humppila SHADOW - Main Result Calculation: Receptor H144 D120, layout 2014-02-14...continued from previous page No. Name Worst case Expected [h/year] [h/year] 18 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (153) 53:35 11:33 20 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (154) 93:45 21 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (155) 99:22 20:41 26 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (156) 112:12 18:59 WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 10.6.2014 12:06 / 3 LIITE 2 (3/3) Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 10.6.2014 11:52/2.9.269 WindPRO is devped by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

LIITE 3 (1/3) Project: Humppila SHADOW - Calendar, graphical Calculation: Receptor H144 D120, layout 2014-02-14 1: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (46) WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 10.6.2014 12:07 / 1 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 10.6.2014 11:52/2.9.269 2: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (45) 1 1 3: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (47) 4: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (48) 1 1 5: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (49) 6: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (50) 1 1 WTGs 1: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (137) 3: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (138) 4: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (139) 6: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (141) 7: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (142) 8: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (143) 9: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (144) 11: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (146) 12: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (147) 15: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (150) 18: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (153) WindPRO is devped by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

LIITE 3 (2/3) Project: Humppila SHADOW - Calendar, graphical Calculation: Receptor H144 D120, layout 2014-02-14 7: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (60) WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 10.6.2014 12:07 / 2 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 10.6.2014 11:52/2.9.269 8: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (61) 1 1 9: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (51) 10: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (62) 1 1 11: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (52) 12: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (54) 1 1 WTGs 1: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (137) 3: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (138) 4: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (139) 5: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (140) 6: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (141) 7: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (142) 8: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (143) 9: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (144) 10: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (145) 11: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (146) 12: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (147) 13: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (148) 15: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (150) 18: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (153) 20: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (154) 21: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (155) WindPRO is devped by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

LIITE 3 (3/3) Project: Humppila SHADOW - Calendar, graphical Calculation: Receptor H144 D120, layout 2014-02-14 13: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (53) WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 10.6.2014 12:07 / 3 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 10.6.2014 11:52/2.9.269 14: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (55) 1 1 15: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (56) 16: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (58) 1 1 17: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (59) 18: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (63) 1 1 WTGs 7: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (142) 9: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (144) 10: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (145) 12: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (147) 13: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (148) 16: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (151) 17: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (152) 20: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (154) 21: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (155) 26: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (156) WindPRO is devped by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk