RAAHEN KAUPUNKI Melu- ja varjostusselvitys sekä pientaajuisen melun laskenta

16ENN0264.10 20.8.2012 RAAHEN KAUPUNKI Melu- ja varjostusselvitys sekä pientaajuisen melun laskenta Raahen tuulivoimapuisto

Kaikki oikeudet pidätetään Tätä asiakirjaa tai osaa siitä ei saa kopioida tai jäljentää missään muodossa ilman Pöyry Finland Oy:n antamaa kirjallista lupaa.

Sisäinen tarkistussivu Asiakas Otsikko Projekti Vaihe Työnumero Raahen kaupunki Melu- ja varjostusselvitys sekä pientaajuisen melun laskenta Raahen tuulivoimapuisto 16ENN0264.10 Luokitus Piirustus/arkistointi/sarjanro. Tiedoston nimi 16ENN0264.10_Raahe_Melu- _ja_varjostusselvitys_raportti_20120820.docx Tiedoston sijainti Järjestelmä Microsoft Word 14.0 Ulkoinen jakelu Sisäinen jakelu Laatijat Vastaava yksikkö Raahen kaupunki / kaavoitus / Jaana Pekkala Pöyry Finland Oy / Arkisto Carlo di Napoli, Iida Sointu, Karoliina Joensuu Pöyry Finland Oy / Energy Revisio Alkuperäinen Dokumentin pvm 17.8.2012 Laatija/asema/allekirj. Karoliina Joensuu / projektipäällikkö Tarkistuspvm 20.8.2012 Tarkistanut/asema/allekirj. Timo Laakso / johtaja A Dokumentin pvm Laatija/asema/allekirj. Tarkistuspvm Tarkistanut/asema/allekirj. Muuttunut edellisestä revisiosta

Esipuhe Tämä raportti on Pöyryn laatima Raahen tuulivoimapuiston melu- ja varjostusselvitys. Selvityksen on tilannut Raahen kaupunki. Yhteystiedot Karoliina Joensuu PL 4 (Jaakonkatu 3) 01621 Vantaa Kotipaikka Vantaa Y-tunnus 0625905-6 Puh. 010 3311 Faksi 010 33 24981 www.poyry.fi Pöyry Finland Oy

Tiivistelmä Raahen Lapaluodon satama-alueen tuntumaan suunnitellaan kahta 100 m napakorkeuden tuulivoimalaa pystytettäväksi nykyiselle aallonmurtajalle noin kilometrin etäisyydelle lähimmästä Iso-Kraaselin saaren virkistysalueesta. Tässä selvityksessä on arvioitu näiden voimaloiden melun ja varjon vilkunnan vaikutuksia lähialueille. Meluvaikutusten arviointi suoritettiin käyttäen melumallinnusta kahdella eri menetelmällä. Ensin arviointiin graafisen melumallinnuksen avulla melun leviämistä keskiäänitasolla LAeq alueen ympäristöön ja lopuksi suoritettiin erillislaskenta pientaajuisen melun määrittämiseksi lähimmässä reseptoripisteessä 1/3 oktaaveittain. Laskenta antaa käsityksen melutasoista eri hankevaihtoehtotilanteissa. Melulaskennan perusteella kahden uuden voimalan tapauksessa (VE1) on pieni riski suositeltujen ohjearvojen ylitykseen reseptoripisteessä A (Iso-Kraaselin saaren etelänpuoleisin talo) laskennan epävarmuus huomioiden. Alueen taustamelu voi kuitenkin olla samalla tasolla tai korkeampi mantereen puolella Lapaluodon sataman sekä Terästehtaan toimintojen vuoksi. Pientaajuisen melun laskennasta voidaan todeta, että tulos ei todennäköisesti ylitä suunnitteluohjearvoja tässä mallinnetuilla lähtöäänitasoilla. Raahen tuulipuiston ja sen laajennuksen aiheuttamaa varjon vilkuntaa analysoitiin laskennallisin menetelmin. Tarkastelu tehtiin huomioiden kolme vaihtoehtoa: nykytilanne sisältäen 9 Suomen Hyötytuuli Oy:n voimalaa ja kaksi Evergreen Investment Oy:n voimalaa, sijoitussuunnitelma sisältäen nykyisten voimaloiden lisäksi yhden suunnitellun voimalan läheisen aallonmurtajan lounaspäähän (VE2) sekä sijoitussuunnitelma sisältäen edellisten lisäksi toisen suunnitellun voimalan aallonmurtajan koillispäähän (VE1). Varjon vilkunnan esiintyminen laskettiin vuositasolla koko hankealueen kattavana karttana. Lisäksi hankealueelta ja sen ympäristöstä määritettiin 7 reseptoripistettä, joille laskettiin yksityiskohtaisemmat tulokset. Konservatiivinen laskentamenetelmä ei automaattisesti huomioi varjon vilkuntaan vaikuttavia ylimääräisiä tekijöitä, kuten kasvillisuutta tai pilvisyyttä. Jotta saataisiin realistisempi kuva odotettavissa olevasta vilkunnan määrästä, on reseptoripisteille esitetty myös vilkunnan määrä, joka on korjattu huomioiden pitkän aikavälin auringonpaistetilastot. Analyysin pohjalta voidaan todeta, että hankealueen läheisellä asuin- ja loma-asutusalueilla ei esiinny merkittävää ja ympärivuotista varjon vilkuntaa. Lähin asutus sijaitsee alueella, jossa koko vuoden aikana havaittava varjon vilkunta on maksimissaan 10 30 h. Missään tarkastelluista kohteista vilkuntaa ei esiinny yhtäjaksoisesti yli 30 minuutin ajan.

Sivu 1 (24) Sisältö Yhteenveto 1 YLEISTÄ 3 1.1 Tuulivoimalaitosten melu 4 1.2 Ympäristömelun ohjearvot tuulivoimalaitoshankkeissa 6 1.3 Tuulivoimalaitosten varjon vilkunta 7 1.4 Varjon vilkunnan ohjearvot tuulivoimalaitoshankkeissa 7 2 MELULASKENTA 8 2.1 Laskennan lähtötiedot 8 2.1.1 Mallinnetut tuulivoimalatyypit 8 2.2 Melulaskentamenetelmät 9 2.2.1 Melumallinnus topografiakartalle 9 2.2.2 Pientaajuisen melun mallinnus 10 2.3 Alueen melun nykytilatarkastelu 11 2.4 Lyhyt tuulisuustarkastelu 12 2.5 Melulaskentatulokset 12 2.5.1 Melumallinnus 12 2.5.2 Pientaajuinen melu 14 3 VILKUNTALASKENTA 15 3.1 Työn kuvaus 15 3.2 Mallinnusmenetelmä (SHADOW) 16 3.2.1 Reseptoripisteet 16 3.2.2 Auringonpaistetunnit 17 3.2.3 Tuulisuusjakauma 17 3.2.4 Sovelletut laskentaparametrit ja -tiedot 17 3.3 Tulokset 18 3.3.1 Varjon vilkuntakartat 18 3.3.2 Reseptoripisteiden kokema varjon vilkunta 22 4 YHTEENVETO 23 KIRJALLISUUSVIITTEET 24 Liitteet Liite 1 Melumallinnuksen tulokset 13 voimalalle (VE1) Liite 2 Melumallinnuksen tulokset 12 voimalalle (VE2) Liite 3 WindPRO-laskentaraportti teoreettiselle maksimitilanteelle 13 voimalalla (VE1) Liite 4 WindPRO-laskentaraportti pilvisyys huomioon ottaen 13 voimalalla (VE1) Liite 5 WindPRO-laskentaraportti teoreettiselle maksimitilanteelle

Sivu 2 (24) 12 voimalalla (VE2) Liite 6 WindPRO-laskentaraportti pilvisyys huomioon ottaen 12 voimalalla (VE2) Liite 7 WindPRO-laskentaraportti teoreettiselle maksimitilanteelle 11 voimalalla (nykytilanne) Liite 8 WindPRO-laskentaraportti pilvisyys huomioon ottaen 11 voimalalla (nykytilanne) Lyhenteet LAeq L WA,ref L g,sea L A-taajuuspainotettu keskiäänitaso äänilähteen näennäinen äänitehotaso IEC61400-14- standardin mukaan merenpinnan yli leviävän pientaajuisen melun pintaheijastuksen impedanssi ilmakehän impedanssi

1 YLEISTÄ 16ENN0264.10 Sivu 3 (24) Perämeren rannassa sijaitseva Raahen tuulipuisto koostuu 13 osittain olemassa olevasta ja osittain suunnitellusta tuulivoimalasta. Rautaruukin terästehtaan yhteydessä on toiminnassa Suomen Hyötytuuli Oy:n yhdeksän voimalaa. Raahen satama-alueen puolella on rakenteilla yksi Evergreen Investment Oy:n voimala sekä lupa toiselle. Lisäksi Raahen kaupunki harkitsee luvan myöntämistä kahdelle voimalalle vajaan kilometrin päässä mantereesta sijaitsevalla aallonmurtajalla. Jo toiminnassa olevat yhdeksän voimalaa ovat Siemensin 2,3 MW voimaloita napakorkeudella 80 m. Viiden eteläisimmän (1-5) roottorin halkaisija on 82,4 m ja neljän muun (6-9) 101 m. Satamaalueen (10-11) ja aallonmurtajan (12-13) voimaloille on melu- ja vilkuntalaskelmissa käytetty Vestaksen V112 turbiinin tehokäyrää napakorkeudella 100 m ja roottorin halkaisijalla 112 m. Alueen läheisyydessä sijaitsee loma- ja asuinrakennuksia, joihin tuulivoimalat mahdollisesti aiheuttavat melu- ja varjon vilkuntavaikutuksia. Kuvassa 1 on esitetty jo olemassa olevien ja suunniteltujen voimaloiden sijainti suhteessa läheisimpiin loma- ja asuinrakennuksiin. Selvityksessä on tarkasteltu kolmea vaihtoehtoista tilannetta: - nykytilanne sisältäen 9 Suomen Hyötytuuli Oy:n voimalaa ja kaksi Evergreen Investment Oy:n voimalaa (voimalat 1-11) - tilanne, jossa nykyisten voimaloiden lisäksi kaksi voimalaa läheisellä aallonmurtajalla (vaihtoehto 1, VE1) (voimalat 1-13) - tilanne, jossa nykyisten lisäksi yksi voimala aallonmurtajan lounaispäässä (vaihtoehto 2, VE2) (voimalat 1-12).

Sivu 4 (24) Kuva 1 Raahen tuulipuiston voimalat sekä asuin- ja lomarakennukset (sinisellä ja oranssilla vastaavasti). 1.1 Tuulivoimalaitosten melu Tuulivoimaloiden käyntiääni koostuu pääosin laajakaistaisesta (noin 100 2000 Hz) lapojen aerodynaamisesta melusta sekä hieman kapeakaistaisemmista sähköntuotantokoneiston yksittäisten osien meluista (mm. vaihteisto, generaattori sekä jäähdytysjärjestelmät). Aerodynaaminen melu on hallitsevin lapojen suuren vaikutuspinta-alan ja jaksollisen ns. amplitudimoduloituneen äänen vuoksi, jossa äänen voimakkuus vaihtelee ajallisesti lapojen pyörimistaajuuden mukaan (n. 1 Hz) (Kuva 2). Amplitudimodulaatio (myöhemmin AM ) voidaan havaita sekä aerodynaamiselle virtausmelulle että koneiston kapeakaistaisille komponenteille. Yleisesti tuulivoimalan melun taajuusjakauma on painottunut pientaajuisen melun alueelle 50 400 Hz. A- taajuuspainotus (esitetään usein dimension perässä esim. db(a)) suodattaa tehokkaasti pientaajuista melua laskennallisesta äänestä ja on siten huono indikaattori melun todellisen pientaajuisen osuuden ja sen ajallisen vaihtelun mittarina. /1/

Sivu 5 (24) Kuva 2. Kolmen 1.5MW:n tuulivoimalaitoksen yöajan käyntiääntä nauhoitettuna 800 m:n päästä laitoksista. Kuvassa näkyy amplitudimodulaation vaihtelua noin kerran sekunnissa, kun koko aikaikkunan koko on noin 30s. Aerodynaaminen melu kuullaan usein kohinamaisena äänenä, jossa voi olla jaksollinen rytmi. Likainen lavanpinta lisää rosoisuutta, mistä seuraa turbulenssin ja siten myös äänitason nousua. Pientaajuisen melun osuutta aerodynaamisessa melussa lisäävät tulovirtauksen turbulenssi-ilmiöt, siipivirtauksen irtoamistilanteet (sakkaus) sekä ilmakehän äänen leviämisilmiöt (ilmamassan impedanssi etäisyyden kasvaessa). Aerodynaaminen melu voi myös aiheuttaa viheltävää ääntä esim. siipivaurioiden yhteydessä. Modernit kolmilapaiset tuulivoimalaitokset ovat nykyisin ylävirtalaitoksia, joissa roottorin lavat sijaitsevat tuulen yläpuolella suhteessa voimalan torniin. Pyörivien roottorin lapojen äänitaso on ylä- ja alatuulen puolilla suurempi kuin sivusta käsin katsottuna samalla etäisyydellä. /2/ Lisäksi voimalan lähtöäänitaso on suoraan tuulennopeudesta riippuvainen siten, että alhaisilla tuulen nopeuksilla ja lähellä käyntiinlähtönopeutta lähtöäänitaso on usein noin 10 15 db alhaisempi kuin nimellisteholla. Maksimi äänitehotaso (Lw) saavutetaan nimellistehon tuulinopeuksilla (yleisesti nopeus napakorkeudella > 9 m/s) ennen siipikulmasäädön käynnistymistä, mikä yleensä tasoittaa äänitehotason nousun tuulen nopeuden edelleen kasvaessa. Roottorin siipien kärkinopeus on moderneissa voimaloissa maksimissaan noin 70 80 m/s. Tulovirtauksen turbulenssi sekä viereisten tuulivoimalaitosten virtausvana voivat lisätä aerodynaamista melua epäedullisen tulovirtauksen kohtauskulman vuoksi. Tuulivoimamelussa esiintyvä amplitudimodulaatio (äänitason ajallinen lasku ja nousu) on todettu olevan merkittävä häiritsevyystekijä tuulivoimamelussa suhteessa muihin melulähteisiin (esim. tasainen teollisuusmelu tai tieliikennemelu)./3/ Häiritsevyyden on todettu kasvavan nopeammin kuin tieliikennemelun häiritsevyys alkaen jo alhaisilla äänitasoilla lähtien 35 db(a):stä. Yhdelle turbiinille amplitudimodulaatio voidaan havaita tyypillisesti noin + 5 db:n nousu alimmalta äänenpainetasolta ylimmälle /3/, /4/. Siten logaritmisen peruslaskennan mukaan kahden turbiinin tapauksessa amplitudimodulaatio voi olla noin + 6 db. Voimaloiden ryhmittely suhteessa meluherkkään kohteeseen vaikuttaa melun leviämiseen. Esimerkiksi asuinkohteiden kanssa samansuuntaisessa rivissä olevat voimalat voivat toimia lähes samalla roottorin kierrosnopeudella ja näin lisätä amplitudimodulaatiota (synkroninen vaikutus) myötätuuliolosuhteissa. Tuulivoimamelun luonteeseen kuuluukin suuri ajallinen vaihtelevuus niin äänitasossa kuin äänen luonteessa. Yhdessä paikassa tehdyn melumittauksen tulokset eivät välttämättä lainkaan päde muiden tuulivoimapuistojen meluvaikutusta arvioitaessa. Tilastollinen tuulisuus, tuulen puuskaisuus, maasto ja alueen yleinen kaavoitus ovat oleellisia tekijöitä haittavaikutuksia estimoitaessa.

Sivu 6 (24) Taustamelu ja tuulen aiheuttama aallokko- ja puustokohina peittävät tuulivoimaloiden melua, mutta peittoäänet ovat ajallisesti vaihtelevia. Niiden peittävyys on sitä parempi, mitä lähempänä peittoäänen taajuusjakauma on vastaavaa tuuliturbiinin äänijakaumaa. /5/ Yleisesti luonnollisten äänien taajuusjakauma on painottunut ylempiin taajuuksiin ( diskantti ) ja tuulivoimalan melu alempiin ( basso ). Lisäksi tuulivoimamelun mahdollinen amplitudimodulaatio voi heikentää taustamelun peittovaikutusta ja siten kuulua myös taustakohinan läpi taajuusjakaumaeron sekä eri tuulenpuuskien ja voimaloiden melun vaihe-eron vuoksi. Näin tapahtuu erityisesti tilanteissa, joissa alailmakehän stabiilisuus kasvaa, joka osaltaan vähentää kasvillisuuden ja aallokon kohinaa tuulisuuden vähentyessä matalilla korkeuksilla. Voimalan napakorkeudella tuulisuus voi kuitenkin samanaikaisesti lisääntyä ja voimalan äänitehotaso kasvaa (Kuva 3). Kuva 3. Neutraalin ja stabiilin ilmakehän eri tuuliosuusprofiileja /4/. Moderneissa tuulivoimalaitoksissa melun lähtöäänitasoa voidaan kontrolloida erillisellä optimointisäädöllä, jossa kellonajan, tuulensuunnan ja tuulennopeuden mukaan säädetään lapakulmaa haluttuun pyörimisnopeuteen ja melutasoon. Tällä säädöllä on kuitenkin vähäisiä vaikutuksia voimalan sen hetkiseen tuotantotehoon. 1.2 Ympäristömelun ohjearvot tuulivoimalaitoshankkeissa Ympäristöhallinnon ohjeessa 4/2012 Tuulivoimarakentamisen suunnittelu on tuulivoimapuistoja koskeviksi suositusohjearvoiksi esitetty asuinalueille, lomaasumiseen käytettäville alueille taajamissa ja virkistysalueille 45 db(a) klo 07 22 ja 40 db(a) klo 22 07 sekä taajaman ulkopuolisille loma-asutusalueille, leirintäalueille ja luonnonsuojelualueille 40 db(a) päivällä ja 35 db(a) yöaikana./6/ Lisäksi ohjeessa annetaan painottamattomat Leq, 1 h ohjearvorajat pientaajuisen melun ohjearvoista sisätiloissa terssikaistoittain taajuuksilla 16 160 Hz. Yleisiä ilmaäänen eristävyysarvoja rakennuksille ei ole ohjeessa kuitenkaan erikseen lueteltu. Ohjeessa todetaan myös seuraavasti: Mikäli tuulivoimalan äänen spektri sisältää melulle häiriintyvässä kohteessa tonaalisia tai kapeakaistaisia taajuuskomponentteja tai ääni on impulssimaista tai selvästi amplitudimoduloitua (äänen voimakkuus vaihtelee ajallisesti), lisätään laskenta- tai mittaustulokseen 5 db ennen suunnitteluohjearvoon vertaamista.

Sivu 7 (24) Kuva 4. Tuulivoimarakentamisen suunnittelun melun ohjearvot, Ympäristöhallinnon ohje 4/2012 Tuulivoimarakentamisen suunnittelu /6/ 1.3 Tuulivoimalaitosten varjon vilkunta Tuulivoimala on tyypillisesti selkeästi ympäristöstään kohoava elementti. Kun auringon valo osuu käynnissä olevan tuulivoimalan pyöriviin lapoihin, voi ympäristön pinnoille aiheutua varjon vilkuntaa, joka voidaan kokea häiritseväksi. Epäsuotuisissa tilanteissa varjon vilkunta saattaa ulottua jopa muutaman kilometrin etäisyydelle tuulipuistosta. Tietyssä kohdassa ilmenevän varjon vilkunnan määrä riippuu tuulivoimaloiden mittasuhteista (napakorkeus, roottorin halkaisija) ja sijainnista, maaston muodoista sekä auringon tulokulmasta. Näkyvyyttä estävät rakennukset, kasvillisuus, puusto ja pilvisyys voivat vähentää havaittua varjon vilkuntaa. Tuulivoimaloista aiheutuva varjon vilkunnan maksimimäärä tietyssä kohdassa voidaan mallintaa tarkasti nykyisillä tuulimallinnusohjelmilla. Mallinnus voidaan tehdä ns. pahimmalle mahdolliselle tilanteelle, jolloin laskenta perustuu ainoastaan auringon sijaintiin suhteessa tuulivoimaloihin. Tällöin mallinnuksen tuloksena saadaan varjon vilkunnan esiintymisen teoreettinen maksimimäärä sekä ajankohta jopa minuutin tarkkuudella. Laskenta ei kuitenkaan huomioi tekijöitä, jotka vaikuttavat vilkunnan havaitsemiseen, eli rakennuksia, kasvillisuutta tai pilvisyyttä. Todellisuudessa tuulivoimalasta ei synny varjoa pilvisellä säällä eikä myöskään silloin, kun voimalan roottori on tuulensuunnasta johtuen suoraan sivuttain auringon ja varjon mahdollisena kohteena olevan pisteen välissä. Mallinnuksessa onkin mahdollista huomioida mallinnettavan alueen todelliset auringonpaistetunnit (mikäli saatavilla on läheisen sääaseman pitkän aikavälin auringonpaiste- tai pilvisyyshavaintotilastoja), jolloin mallinnuksen tulokset vastaavat paremmin todellista tilannetta. 1.4 Varjon vilkunnan ohjearvot tuulivoimalaitoshankkeissa Suomessa ei ole raja-arvoja tai suosituksia koskien tuulivoimaloista aiheutuvaa vilkkumisvaikutusta tai sen mallinnusta. Ympäristöhallinnon ohjeen 4/2012 Tuulivoimarakentamisen suunnittelu /6/ mukaan Suomessa vilkunnan vaikutusten arvioinnissa on suositeltavaa käyttää apuna muiden maiden suosituksia. Vilkkumisvaikutusten arvioinnin taustaksi esitelläänkin Saksassa ja Ruotsissa käytössä olevia raja-arvoja, ohjeita ja suosituksia. Ohjeistus Saksassa

Sivu 8 (24) Saksassa on annettu yksityiskohtaiset ohjeet vilkkumisvaikutuksen raja-arvoista ja mallinnuksesta. /10/ Ohjeiden mukaan varjon syntyminen edellyttää seuraavia: Auringon kulman suhteessa horisonttiin tulee olla vähintään 3 astetta Tuulivoimalan roottorin lavan tulee peittää vähintään 20 % prosenttia auringosta Saksan ohjeistuksessa annetaan kolme erilaista raja-arvoa suurimmalle sallitulle tuulipuistosta syntyvälle vilkkumisvaikutukselle: Korkeintaan 30 tuntia vuodessa teoreettisessa maksimitilanteessa Korkeintaan 30 minuuttia päivässä teoreettisessa maksimitilanteessa Mikäli voimalan automaattinen säätely on käytössä, todellinen vilkkumisvaikutus tulee rajoittaa korkeintaan 8 tuntiin vuodessa Ohjeistus Ruotsissa Ruotsissa ei ole virallisia raja-arvoja vilkkumisvaikutukselle, vaan ainoastaan suositukset, jotka perustuvat Tanskassa olevaan ohjeistukseen. /11/ Näiden mukaan teoreettisessa maksimitilanteessa vilkkumisvaikutusta saa syntyä korkeintaan 30 tuntia vuodessa. Todellinen vilkkumisvaikutus saa suositusten mukaan olla korkeintaan 8 tuntia vuodessa ja 30 minuuttia päivässä. 2 MELULASKENTA Melulaskenta on suoritettu kahdella eri menetelmällä. Toisessa laskenta suoritetaan kaikkien tuulivoimaloiden osalta digitaaliselle topografiakartalle ja toisessa vain pientaajuisen melun taajuusalueen tuloksille omalla erillislaskennalla, joka noudattaa pääpiirteittäin Tanskassa voimassa olevaa tuulivoimalaitosten pientaajuisen melun laskentarutiinia. 2.1 Laskennan lähtötiedot 2.1.1 Mallinnetut tuulivoimalatyypit Melumallinnuksessa on suunnitteilla tai rakenteilla olevien voimaloiden osalta käytetty Vestas V112 tyyppistä tuulivoimalaa napakorkeudella 100 m. Tähän lukeutuvat myös Evergreenin voimalat (Nro 10 11). Lisäksi nykyiset voimalat (Nro 1 9) on mallinnettu Siemens SWT 2.3MW tyyppisellä voimaloilla napakorkeudella 80m. Tuulivoimalan äänispektri terssikaistalla on saatu käyttäen useiden valmistajien keskimääräistä arvoa, takuutodistuksia sekä arvoja kattavasta kirjallisuusselvityksestä (yhteensä 48 eri turbiinityypin mitattuja arvoja). /7/ Alla on annettu melumallinnuksessa käytettyä oktaavikaistan painottamatonta spektriarvoa sekä A-taajuuspainotettua kokonaisarvoa 95 % nimellisteholla. Taulukko 1. Mallinnettujen tuulivoimalaitosten äänitehotasot, L W. Oktaavikaistat, Hz Voimalatyyppi 31,5 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 YHT V112-3 MW 116.0 113.1 110.4 106.2 104.0 102.6 96.2 84.5 82.1 106.5 SWT 2.3 MW - 83.5 94.4 98.1 102.1 102.1 98.4 91.2 87.2 107.0

Sivu 9 (24) Seuraavassa kuvassa on esitetty lisäksi äänitehotason muutos laitevalmistajan tuotespesifikaatiosta tuulennopeuden funktiona, kun tuulennopeus mitataan voimalan navan korkeudelta ja ilmakehän stabiilisuusarvolla m = 0,16 (neutraali). Kuvasta voi huomata äänitehotason huomattavan nousun (noin 3 db / (m/s)) alhaisilla tuulennopeuksilla sekä sen tasoittumisen kovemmilla nopeuksilla. 108 Äänitehotaso [db(a)] 106 104 102 100 98 Vestas V112, 3 MW 96 Vestas V112, 3 MW, Noisemode 2 94 0 5 10 15 20 25 Tuulennopeus navassa [m/s] Kuva 5. Laitevalmistajan äänitehotasoja taattuna (Vestas V112) ilmakehän stabiilisuusarvolla m =0.16. 2.2 Melulaskentamenetelmät 2.2.1 Melumallinnus topografiakartalle Melun leviäminen maastoon ja vesialueille on havainnollistettu käyttäen tietokoneavusteisia melulaskentaohjelmistoa CadnaA 4.2, missä äänilähteestä lähtevä ääniaalto lasketaan digitaaliseen karttapohjaan äänenpaineeksi immissio- eli vastaanottopisteessä ray-tracing menetelmällä. Mallilaskenta on suoritettu yhteispohjoismaisen mallinnusalgoritmin mukaan, joka on yleisesti käytössä kaikissa teollisuusmeluun liittyvissä mallilaskennoissa Suomessa Nord2000 laskenta-algoritmin lisäksi. Mallissa otetaan huomioon äänen geometrinen leviämisvaimentuminen, maaston korkeuserot, rakennukset ja muut heijastavat pinnat sekä maanpinnan ja ilmakehän melun vaimennusvaikutukset. Melumallin leviämiskartta piirtää keskiäänitasokäyrät 5 db:n välein valituilla lähtöarvoparametreilla. Laskentaparametrit on esitetty taulukossa 2. Taulukko 2. Laskentamallien parametrit. Lähtötieto Mallinnusalgoritmit Sääolosuhteet Peruslaskennat: Pohjoismainen teollisuuslaskentamalli, Pientaajuinen melulaskenta: Mukautettu Tanskalainen tuulivoimalaitosmelun numeerinen laskentamalli (Pöyry Finland Oy / 2012) Ilman lämpötila 0 C (alueen keskilämpötila on noin 1 2 C), ilmanpaine 101,325 kpa, ilman suhteellinen kosteus 80 % (äänen leviämistä edesauttava säätila tai yöajan kostea säätila).

Sivu 10 (24) Laskentaverkko Laskentapiste 5 x 5 metrin välein laskentaverkolla 2 metrin korkeudella seuraten maanpintaa Maanpinnan kovuus 0 kaikille alueille, kova maanpinta kuten vedenpinta Objektien heijastuvuus Reseptorilaskennat: arvolla 1, kaikki objektit heijastavia Jaksollisuus, amplitudimodulaatio Kapeakaistaisuus Ei huomioitu mallilaskennassa, suurten voimaloiden amplitudimodulaatiosta ei ole vielä kirjallisuustietoja saatavilla, kaikkiaan roottorin pyörimisnopeus on pienempi kuin vanhoilla voimaloilla Ei huomioitu mallilaskennassa, lähtötietojen perusteella äänilähde ei sisällä voimakasta kapeakaistaisuutta (+ 5 db), mutta laitteiden melussa voi erottaa kapeakaistasuutta lähellä voimalaa sekä pientaajuisen melun taajuusalueella Pohjoismainen malli sekä ruotsalainen yleinen ja yksinkertaistettu tuulivoimaloiden laskentamalli (Naturvårsverket, 620-6249-2-land.xls) antavat kohtalaisen tarkkoja tuloksia keskimäärin noin kilometriin asti./8/ Tulosten tarkkuus voi heiketä yöajan tilanteessa, jossa vallitsee stabiili ilmakehä ja tuulen nopeusero tai lämpötilaprofiili siiven eri vaihe-korkeuksien ja referenssikorkeuden (10 m) välillä kasvaa. /4/ Tuulivoimalaitosten laskentamallitulokset kuvaavat sitä tilannetta, joka syntyisi, jos voimalan äänitehotaso olisi suurimmillaan ja melun leviäminen tapahtuisi joka suuntaan tasaisesti yhtä aikaa. Todellisuudessa voimalan tuottama äänitehotaso vaihtelee tuulisuuden ja melun leviäminen säätilanteiden mukaan huomattavan paljon. Siten mallinnuskuvaajien tulokset vain tuulivoimamelun osalta kuvastavat todellisen tilanteen sijasta melun leviämisen potentiaalia joka suuntaan. Mallinnus sisältää itsessään epävarmuutta ja arvioimme, että laskentaepävarmuus tuloksille on noin ± 3 db kilometriin asti ja suurempi tätä isommilla etäisyyksillä. 2.2.2 Pientaajuisen melun mallinnus Pientaajuisen melun leviäminen tuulivoimalaitoksista reseptoripisteisiin on mallinnettu yksittäiseen reseptoripisteeseen alla selostetulla menetelmällä sekä taulukon 3 ja 4 lähtöarvoilla. Menetelmä seuraa pääsääntöisesti Tanskassa voimassa olevaa pientaajuisen melun laskentamenettelyä, joka on ollut pakollinen uusissa tuulivoimalaitosten hankesuunnitelmissa 1.1.2012 alkaen./9/ Laskenta on suoritettu seuraavalla yhtälöllä: LpA = L WA,ref - 20log(r) + L g,sea - L - L - 11, missä (1) L WA,ref = äänilähteen näennäinen äänitehotaso IEC61400-14 standardin mukaan r = suora etäisyys voimalan navan ja reseptoripisteen välillä L g,sea = merenpinnan yli leviävän pientaajuisen melun pintaheijastuksen impedanssi L ilmakehän impedanssi ja vastaavat arvot yhtälössä taajuuskaistoittain:

Sivu 11 (24) Taulukko 3. Pientaajuisen melun laskennassa hyödynnetyt laskentamuuttujat. f [Hz] 16 20 25 31.5 40 50 63 80 100 125 160 L g,sea 6.0 6.0 6.0 5.9 5.9 5.8 5.7 5.5 5.2 4.7 4.0 L 0 0 0.02 0.03 0.05 0.07 0.11 0.17 0.26 0.38 0.55 L WA,ref 113.3 116.3 115.6 110.3 110.5 108.1 113.1 108.4 112.0 106.0 104.3 Äänilähteen näennäinen äänitehotaso ( apparent sound power level, IEC 61400-14), on saatu kirjallisuudesta. Lisäksi laskenta ottaa huomioon ilmaäänieristyksen arvon, jolle 10 % persentiili antaa arvoiksi: Taulukko 4. Rakennusten ilmaäänieristävyys, Tanska, 10% persentiili./9/ f [Hz] 16 20 25 31.5 40 50 63 80 100 125 160 L 1 4 2 3 0 6 12 13 12 11 9 Käytetty rakennusten ilmaäänieristävyysarvo terssikaistoittain kuvaa tanskalaisen talon pientaajuisen melun äänieristävyyttä, jonka arvoista vain 10 % rakennuksista on huonompia kuin ilmoitettu arvo. Siten voidaan olettaa, että annettu lähtöarvo on verrattain konservatiivinen, kun oletetaan että ikkunat ja ovet ovat kiinni. Laskennassa on laskettu arvot sekä ulos että sisälle. 2.3 Alueen melun nykytilatarkastelu Lapaluodon satama-alueen sekä sen pohjoispuolisen saaristoalueen ihmisen toiminnasta aiheutuva melu koostuu Lapaluodon sataman toiminnoista, Rautaruukin Raahen terästehtaan lukuisista teollisuusmelulähteistä sekä yleisestä liikennemelusta. Alueelle on tehty melumallinnuslaskelmia terästehtaalle sekä viimeisin Lapaluodon satamalle vuonna 2011. Saaristossa on suoritettu pitkän ajan mittauksia viimeksi vuonna 1997. Mallinnuskartat eivät ulotu saaristoalueelle, jolloin tässä selvityksessä melun nykytilanne esim. Iso-Kraaselin osalta esitetään vain arviona. Lisäksi uusia melumittauksia ei ole suoritettu saaristoalueella, jossa oletettavasti kaupungin melulähteet sekoittuvat luonnollisen taustamelun kanssa korkeammilla äänitaajuuksilla. Pientaajuisen melun osalta alueelta ei ole myöskään tarkempaa tietoa, mutta teollisuudesta sekä satama-alueen laivoista todennäköisesti kantautuu ajoittain merkittävää pientaajuista melua toiminnan ja säätilan eri vaiheissa. Lähtötietona kussakin yksittäisessä reseptoripisteessä käytetään kappaleessa 2.5 olevien taulukoiden mukaisia arvioita melun nykytilasta A-painotettuna melun keskiäänitasona LAeq. Melun nykytilan todelliseen tasoon sisältyy todennäköisesti huomattavaa ajallista vaihtelua, joka aiheuttaa epävarmuutta tässä selvityksessä esitettyihin numeerisesti arvoihin. Luonnollinen taustamelu (puiden havina, kasvillisuus, meren aallokkokohina) on tyypillisesti taajuusjakaumaltaan keskittynyt keskitaajuuksiin 2 3kHz:n väliin. Samoilla taajuuksilla myös rakennusten ilmaäänieristävyys on suurempi kuin pienillä taajuuksilla. Siten luonnollisen taustamelun pientaajuisen melun peittovaikutukseen ei

Sivu 12 (24) voi suoraan luottaa rakennusten sisätilojen melua tarkasteltaessa kovemmillakaan tuulilla. 2.4 Lyhyt tuulisuustarkastelu Alueen tuulisuusarvoja on tutkittu hyödyntämällä Suomen Tuuliatlaksen /13/ arvoja ja laskemalla arvoista edelleen Weibull-jakaumia tuulisimman kuukauden sekä keskimääräisen vuotuisen tuulisuuden osalta. Laskennan perusteella voidaan arvioida, että ilmoitetun äänitehotason tuulisuuksilla > 10 m/s myötätuulen pääsuunta (myös melun leviämisen pääsuunta) on pääsääntöisesti koilliseen (eli suuntaan 30 ja noin 60 :een suuntaavuussektorilla pääsuunnan molemmin puolin). Tämä seikka huomioidaan tulostarkastelussa. 270 300 330 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% 0 30 60 90 240 120 210 150 180 Kuva 6. Weibull-jakauman tulos tuulensuuntien osalta > 10 m/s tuulisuuksilla, tammikuu. Kuva esittää tuulensuunnan vastakkaista suuntaa ( myötätuulen suunnat ). 2.5 Melulaskentatulokset Melulaskentatulokset on esitetty laskentaryhmittäin siten, että taustamelun vaikutusta on arvioitu topografiakartalle suoritetun melumallinnuksen tuloksissa, mutta ei pientaajuisen melun tuloksissa tarkemman taajuuskaistatiedon puutteiden vuoksi. 2.5.1 Melumallinnus Melutilanne on mallinnettu kahdelle eri hankevaihtoehdolle, jossa VE1 kuvastaa tilannetta kahdella uudella 3 MW:n tuulivoimalalla (voimalat nro 12 ja nro 13) aallonmurtajalle pystytettynä ja VE2 tilannetta vain yhdellä voimalalla (voimala nro 12). Mallinnus on suoritettu 35 db(a):n vyöhykkeeseen asti. Lisäksi on mallinnettu kuvaajat myös nykyisten 9 voimalan melutilanteella sekä Evergreenin kahden tuulivoimalan kanssa (nro:t 10 11) Mallinnuksen mukaan 40 db(a):n vyöhyke leviää noin 900 metrin säteelle aallonmurtajan voimaloista poispäin vaihtoehdossa VE1 ja vaihtoehdossa VE2 hieman yli 700m päähän yksittäisestä voimalasta.

Sivu 13 (24) Vastaavasti kaikkien olemassa olevien voimaloiden sekä Evergreenin voimaloiden perusteella meluarvot reseptoripisteessä A (Iso_Kraaseli) olisi noin 41 db(a) vaihtoehdossa VE1 (2x3MW+ 2x2MW + 9x2.3MW) ja 38 db(a) vaihtoehdossa VE2. Liitteissä 1-2 on esitetty melumallinnuksen tulokset hankevaihtoehdoille VE1 ja VE2. Tuulisuusanalyysin perusteella melun leviäminen olisi merkittävintä juuri Iso-Kraaselin saarelle päin. Saaren pohjoisosat ovat virkistyskäytössä (matkailupalvelujen kaavamerkinnällä rm-1, Yleinen suunnittelumääräys: Seutukaavaa yksityiskohtaisemmassa kaavoituksessa tulee kiinnittää erityistä huomiota maisemallisesti ja viihtyisyydeltään hyvän ympäristön saavuttamiseen ). Oheisessa taulukossa on esitetty reseptoripisteiden tuloksia ja arvio keskiäänitason LAeq kasvamisesta nykytilaan nähden on esitetty taulukossa 6. Taulukko 5. Melumallinnuksen tuloksia, vain voimalat Nro 12 13, [db(a)]. melun Piste Laskentatulos, Nykyiset voimalat nro 1 9 sekä Evergreenin voimalat 10 11 päivällä ja yöllä Laskentatulos, vain uudet voimalat 12 13 päivällä ja yöllä Taustamelu, LAeq klo 07 22 Taustamelu, LAeq klo 22 07 A, Iso-Kraaseli, eteläpää, rakennus 36 39 46 45 B, Pikku-Kraaseli, ranta 32 30 40* 35* C, Lapaluoto, Virpiperä 37 38 50 47 D, Lapaluoto 38 35 52 48 F, Iso-Kraaseli, keskiosa, rakennus G, Iso-Kraaseli, keskiosa, rakennus 35 37 44 43 34 35 43 42 * = ei lainkaan tietoa Taulukko 6. Melumallinnuksen tuloksia, vain voimala Nro 12 sekä vertailuja, db(a). Piste Laskentatulos, Nykyiset voimalat nro 1 9 sekä Evergreenin voimalat 10 11 päivällä ja yöllä Laskentatulos, vain uusi voimala nro 12 päivällä ja yöllä Melun laskennallinen kasvu, jos voimala Nro 13 toteutetaan eli VE1-VE2 VE1, Melun laskennallinen kasvu nykytilaan nähden, yöllä klo 22 07 VE2, Melun laskennallinen kasvu nykytilaan nähden, yöllä klo 22 07 A, Iso-Kraaseli, eteläpää, rakennus B, Pikku-Kraaseli, ranta C, Lapaluoto, Virpiperä 36 34 + 5 db +1 db < 1 db 32 26 + 4 db +1 db* 1 db* 37 34 + 4 db +1 db < 1 db D, Lapaluoto 38 31 + 4 db < 1 db < 1 db

Sivu 14 (24) F, Iso-Kraaseli, keskiosa, rakennus G, Iso-Kraaseli, keskiosa, rakennus 35 32 + 5 db +1 db < 1 db 34 31 + 4 db +1 db < 1 db * = epävarma arvio Laskennan perusteella melun kasvu nykytilasta olisi kaikkiaan suurempaa VE1 toteutuessa. Melun laskennallinen kasvu VE2 tapauksesta olisi noin 4 5 db vain voimaloiden omaa meluvaikutusta tarkasteltaessa (ei siis kasvu nykytilaan nähden). Melun kasvu nykytilasta vaihtoehdossa VE1 on keskimäärin noin + 1 db, jos oletetaan taustamelun keskiäänitasojen olevan esitetyn arvion mukaisia. Ottamalla huomioon alueen tyypillisen tuulisuusjakauman sekä saadut tulokset, voidaan todeta, että suunnitelmavaihtoehdon tapauksessa VE1 ja reseptoripisteessä A Iso-Kraaselin saarella on mahdollista, että ohjearvotaso 40 db(a) voi ylittyä laskentaepävarmuus huomioiden, etenkin, jos huomioidaan nykyisten voimaloiden ja Evergreenin voimaloiden vaikutukset. 2.5.2 Pientaajuinen melu Pientaajuisen melun laskentatulokset on esitetty graafisesti lähimmässä reseptoripisteessä A Iso-Kraaselin etelänpuoleisimman talon piha-alueelta vaihtoehdossa VE1 (vain voimalat 12 13). Laskennan perusteella voidaan todeta, että mallinnettujen lähtötietojen mukainen pientaajuinen melu voi olla erotettavissa talon piha-alueella vaimeasti taajuuksilla 63 ja 100 Hz (Kuva 7). Mikäli talon eri rakenteiden resonanssitaajuudet ovat samoilla taajuuksilla, voi pientaajuisen melun erottaa myös sisätiloissa (Kuva 8), joskaan tulos ei todennäköisesti ylitä annettuja ohjearvoja. Laskennan perusteella voidaan näin ollen todeta, etteivät annetut ohjearvot todennäköisesti ylity myöskään kauempana sijaitsevissa reseptoripisteissä. Äänitaso Leq, 1h [db] 90 80 70 60 50 40 30 20 VE1: R1, Pientaajuinen melu ulkopuolella, Iso-Kraaseli Melutaso ulkona Suunnitteluohjearvo sisätiloissa 10 0 16 20 25 32 40 50 63 80 100 125 160 Taajuus [Hz] Kuva 7. Pientaajuisen melulaskennan tulos reseptoripisteessä A talon ulkopuolella, vaihtoehto VE1 (2x 3MW), db(l).

Sivu 15 (24) Äänitaso Leq, 1h [db] 90 80 70 60 50 40 30 20 VE1: R1, Pientaajuinen melu sisäpuolella, Iso-Kraaseli, 10% persentiili Melutaso sisätiloissa Suunnitteluohjearvo sisätiloissa 10 0 16 20 25 32 40 50 63 80 100 125 160 Taajuus [Hz] Kuva 8. Pientaajuisen melulaskennan tulos reseptoripisteessä A talon sisäpuolella, vaihtoehto VE1 (2x 3MW) 10 % persentiilin mukaan, db(l). Pientaajuisen melun laskennasta voidaan todeta, että tulos ei todennäköisesti ylitä suunnitteluohjearvoja nyt mallinnetuilla lähtöäänitasoilla. Sisätilojen pientaajuisen melun tarkempaa estimointia varten tarvittaisiin kuitenkin kyseisen talon ilmaäänieristävyyden arvoja pientaajuisen melun taajuusalueella. 3 VILKUNTALASKENTA 3.1 Työn kuvaus Varjon vilkunnan mallintamiseen on käytetty WindPRO ohjelmiston SHADOWmallinnusmoduulia, jolla voidaan mallintaa kuinka usein ja minkälaisin aikavälein tiettyyn pisteeseen, kuten rakennukseen, osuu yhdestä tai useammasta tuulivoimalasta syntyvä varjo. Ohjelmaan syötetään tiedot selvitettävän alueen sijainnista, tuulivoimaloiden sijoittelu, maaston korkeuskäyrät, tuulivoimalan dimensiot sekä valitut laskentaparametrit. Lisäksi määritetään niin kutsutut reseptoripisteet, joita voivat olla esimerkiksi läheiset asuin- ja lomarakennukset, joille halutaan laskea yksityiskohtaisemmat tulokset. Mallinnus tehtiin huomioiden kolme vaihtoehtoa: nykytilanne sisältäen 9 Suomen Hyötytuuli Oy:n voimalaa ja kaksi Evergreen Investment Oy:n voimalaa, sijoitussuunnitelma sisältäen nykyisten voimaloiden lisäksi yhden suunnitellun voimalan läheisen aallonmurtajan lounaspäähän (VE2) sekä sijoitussuunnitelma sisältäen edellisten lisäksi toisen suunnitellun voimalan aallonmurtajan koillispäähän (VE1). Tässä selvityksessä hankealueella ilmenevä varjon vilkunnan määrä on mallinnettu teoreettiselle maksimitilanteelle sekä todellisiin auringonpaistetunteihin perustuen. Todellisiin auringonpaistetunteihin perustuvassa mallinnuksessa ei ole huomioitu puuston peittävää vaikutusta, joten myös sen tulokset ovat todellista tilannetta liioittelevia (konservatiivisia).

3.2 Mallinnusmenetelmä (SHADOW) 16ENN0264.10 Sivu 16 (24) SHADOW-mallinnusmoduuli mallintaa auringon sijainnin suhteessa tuulivoimalan roottoriin sekä tästä syntyvän varjon koko kalenterivuodelle minuutin tarkkuudella. SHADOW laskee vilkkumisvaikutuksen vain silloin, kun vähintään 20 % auringosta on tuulivoimalan roottorin lavan peittämä. Mallinnuksessa on huomioitu, ettei vilkkumisvaikutusta synny silloin, kun tuulivoimala on niin kaukana havaintopisteestä, ettei tämä ehto täyty (tällöin auringon valo on niin voimakas, ettei havaittavaa varjoa synny). 3.2.1 Reseptoripisteet Tuulipuiston ympäristöön voidaan määritellä reseptoripisteitä (kuten asuinrakennuksia), joihin kohdistuva vaikutus mallinnetaan tarkasti, jolloin tuloksena saadaan milloin (päivämäärä ja kellonaika) ja kuinka pitkään reseptoripisteeseen voi kohdistua tuulivoimaloista aiheutuvaa varjostusvaikutusta. Jos tuulivoimalan roottorista syntyvä varjo minään hetkenä osuu määriteltyyn reseptoripisteeseen, lasketaan tästä syntyvän vähintään minuutin varjostusvaikutus. Reseptoripisteille määritellään seuraavat ominaisuudet: Reseptoripisteen eli ikkunan korkeus maanpinnasta sekä sen koko (korkeus ja leveys) Ikkunan kallistus suhteessa vaakatasoon (valittavana pystysuora, vaakasuora tai ns. kattoikkuna (45 )) Ikkunan suuntaus suhteessa ilmansuuntiin On myös mahdollista valita reseptoripisteeksi kasvihuone-tyyppinen kohde. Tällöin reseptoripisteelle mallinnetaan mistä tahansa suunnasta syntyvä vaikutus. Raahen tuulipuiston mallinnuksissa reseptoripisteet valittiin edustamaan aallonmurtajan läheisiä loma- ja asuinrakennuksia. Tarkastelussa reseptoripisteet on määritelty kasvihuone-tyyppisiksi, jolloin niiden suuntauksella suhteessa tuulivoimaloihin ei ole merkitystä. Reseptoripisteiden korkeus maanpinnasta on 2 metriä ja ne ovat kooltaan 1 metri x 1 metri. Reseptoripisteiden koordinaatit ja WindPRO-raporteissa käytetyt nimet on esitetty Taulukossa 7. Taulukko 7 Reseptoripisteiden koordinaatit. Koordinaattipisteen nimi Itäkoordinaatti Pohjoiskoordinaatti (KKJ3) (KKJ3) A Iso-Kraaseli 3376120 7177600 B Pikku-Kraaseli 3377226 7178181 C Virpiperä 3376586 7177144 D Lapaluoto 1 3376804 7176965 E Lapaluoto 2 3377056 7176596 F Iso-Kraaseli 2 3376169 7177844 G Iso-Kraaseli 3 3376282 7178028

3.2.2 Auringonpaistetunnit 16ENN0264.10 Sivu 17 (24) Selvityksessä auringonpaistehavaintoina on käytetty Oulunsalon kunnassa sijaitsevan Oulun lentoaseman sääasemalla mitattua kuukausitason auringonpaistemittausdataa havaintojaksolta 1981-2010. /12/ 3.2.3 Tuulisuusjakauma Pahinta mahdollista tilannetta mallinnettaessa voimalan roottorin oletetaan pyörivän jatkuvasti. Pilvisyyden huomioivassa mallinnuksessa otetaan huomioon myös alueen tuulisuusolot. Mallinnusta varten tarvitaan tuulennopeus- ja -suuntajakaumat, jotta saadaan laskettua voimaloiden käyntitunnit kullakin tuulensuuntasektorilla. Tuulisuusjakauma hankittiin Suomen Tuuliatlaksesta. /13/ Valittu hilapiste oli ID 41180 sijainniltaan 64,64814 P ja 24,38842 I. 3.2.4 Sovelletut laskentaparametrit ja -tiedot Laskennassa on hyödynnetty seuraavia parametreja ja tietoja: Taulukko 8 Varjon vilkunnan laskennassa sovelletut lähtötietoparametrit. Laskennan aikaresoluutio Laskentasäde tuulivoimalan ympärillä Auringon korkeus merenpinnasta huomioitu minimikulma Turbiinin suuntaus Maaston vaikutus turbiinien näkemiseen Näkyvyys tarkastettu Kartta Turbiinin napakorkeus Turbiinin roottorin halkaisija 1 min 4000 m 3 astetta Roottori seuraa auringon kiertoa Huomioitu 10 m välein Maanmittauslaitokselta hankitut korkeuskäyrät 80 m ja 100 m 82,4 m ja 112 m Laskentaohjelma WindPRO 2.8 Seuraavassa on esitetty perusteluja eri parametrien käytölle: Alueen sijainti maapallolla on ilmoitettu, jotta ohjelma osaa ottaa huomioon auringon tulokulman vuoden eri päivinä. Vilkkumisen teoreettista maksimitilannetta mallinnettaessa auringon oletetaan paistavan auringonnoususta auringonlaskuun. Varjon vilkunnan määrä on laskettu 1 minuutin tarkkuudella. Laskenta on suoritettu 4 kilometrin etäisyydelle turbiineista. On epätodennäköistä, että vilkuntaa ilmenisi tätä kauempana. Mallinnuksessa huomioidaan ainoastaan tilanteet, joissa auringon korkeus on vähintään 3 astetta. Varjon vilkunnan ilmenemiseen vaikuttaa myös turbiinin suuntaus suhteessa aurinkoon. Tuulivoimalan yhteydessä mitataan jatkuvasti tuulensuuntaa, mikä ohjaa

3.3 Tulokset 16ENN0264.10 Sivu 18 (24) turbiinin suuntausta. Mallinnuksessa ei oteta huomioon tuulensuuntajakaumaa, vaan oletetaan, että tuulivoimala kääntyy auringon mukaan. Näin saadaan laskennallinen maksimi varjon vilkunnan määrälle, joka voi siis todellisuudessa olla vähäisempi, sillä auringonvalo ei osu aina kohtisuorasti ja maksimaalisesti roottoriin. Maaston muodot vaikuttavat siihen, näkyykö tuuliturbiini tiettyyn pisteeseen. Tämä on otettu huomioon tarkastelussa. Mallinnus ei kuitenkaan huomioi kasvillisuuden tai rakennusten peittävää vaikutusta. Tuulivoimalan näkyvyys on tarkastettu 10 metrin välein. Maaston mallinnus perustuu Maanmittauslaitokselta hankittuihin korkeuskäyrätietoihin. Korkeuskäyrät on esitetty kartassa 2,5 m välein. Maaston korkeuden muutos käyrien välillä oletetaan lineaariseksi. Varjon vilkuntakartta ja reseptoripisteiden katsomiskorkeus on oletettu olevan 1,5 metriä maanpinnan yläpuolella (noin silmänkorkeus). Varjon vilkunnan määrä on hiukan vähäisempää matalammalla katsomiskorkeudella. Mallinnusten tulokset on esitetty kahdella eri tavalla: karttana, jossa näkyy varjon vilkunnan teoreettinen maksimimäärä tunteina vuodessa, ja taulukkona, jossa on vuotuiset ja päivittäiset vilkuntamäärät seitsemän reseptoripisteen osalta. Lisäksi valituille reseptoripisteille on esitetty vastaava ns. realistinen varjon vilkunnan määrä, jossa on huomioitu vilkunnan ajankohtaa vastaava pilvisyystilasto. Tarkemmat laskentaraportit sekä teoreettiselle maksimitilanteelle ja pilvisyyden huomioonottavalle tilanteelle on esitetty liitteissä 3-8. 3.3.1 Varjon vilkuntakartat Laskennan tuloksena saadut varjon vilkunnan vuosittaiset määrät eri sijoitussuunnitelmissa on esitetty oheisissa kartoissa (Kuva 9, Kuva 10 ja Kuva 11) eri värein kuvattuina tuntihaarukoina. Kartoissa ei ole huomioitu pilvisyyttä. Vilkunnan määrä on laskettu 4 kilometrin etäisyydelle tuulivoimaloista. Kartoista nähdään, että tuulivoimaloiden välittömässä läheisyydessä olevilla alueilla varjon vilkunnan määrä on runsasta, mutta vähenee voimakkaasti etäisyyden kasvaessa. Kaikki reseptoripisteiksi valitut rakennukset sijaitsevat vyöhykkeellä, jossa varjon vilkunnan määrä on alle 30 tuntia vuodessa teoreettisessa maksimitilanteessa.

Sivu 19 (24) Kuva 9 Varjon vilkunnan määrä tunteina vuodessa 4 km säteellä tuulivoimaloista tuulipuiston nykytilanteen (9 Suomen Hyötytuuli Oy:n ja 2 Evergreen Investmen Oy:n voimalaa) lisäksi molemmilla aallonmurtajan voimaloilla, VE1.

Sivu 20 (24) Kuva 10 Varjon vilkunnan määrä tunteina vuodessa 4 km säteellä tuulivoimaloista tuulipuiston nykytilanteen (9 Suomen Hyötytuuli Oy:n ja 2 Evergreen Investmen Oy:n voimalaa) lisäksi aallonmurtajan lounaanpuoleisella voimalalla, VE2.

Sivu 21 (24) Kuva 11 Varjon vilkunnan määrä tunteina vuodessa 4 km säteellä tuulivoimaloista tuulipuiston nykytilanteessa (9 Suomen Hyötytuuli Oy:n ja 2 Evergreen Investmen Oy:n voimalaa).

3.3.2 Reseptoripisteiden kokema varjon vilkunta 16ENN0264.10 Sivu 22 (24) Vilkkumismallinnuksen tulokset reseptoripisteittäin on esitetty oheisissa taulukoissa (Taulukko 9, Taulukko 10 ja Taulukko 11) eri sijoitussuunnitelmille. Taulukko 9 WindPRO-laskennan tulokset reseptoripisteittäin tuulipuiston nykytilanteen (9 Suomen Hyötytuuli Oy:n ja 2 Evergreen Investmen Oy:n voimalaa) lisäksi molemmilla aallonmurtajan voimaloilla, VE1. Vilkkumisvaikutus Reseptoripisteen nimi ja Tilanne pilvisyys Teoreettinen maksimitilanne kuvaaman rakennuksen tyyppi huomioonottaen h/a max. min/d h/a A Iso-Kraaseli lomarakennus 18:18 26 2:23 B Pikku-Kraaseli lomarakennus 1:00 0 0:08 C Virpiperä lomarakennus 15:52 21 2:21 D Lapaluoto 1 asuinrakennus 10:09 18 1:36 E Lapaluoto 2 asuinrakennus 8:06 15 1:17 F Iso-Kraaseli 2 lomarakennus 11:23 23 1:25 G Iso-Kraaseli 3 lomarakennus 7:07 21 0:52 Taulukko 10 WindPRO-laskennan tulokset reseptoripisteittäin tuulipuiston nykytilanteen (9 Suomen Hyötytuuli Oy:n ja 2 Evergreen Investmen Oy:n voimalaa) lisäksi aallonmurtajan lounaanpuoleisella voimalalla, VE2. Vilkkumisvaikutus Reseptoripisteen nimi ja Tilanne pilvisyys Teoreettinen maksimitilanne kuvaaman rakennuksen tyyppi huomioonottaen h/a max. min/d h/a A Iso-Kraaseli lomarakennus 11:01 20 1:18 B Pikku-Kraaseli lomarakennus 0:16 4 0:02 C Virpiperä lomarakennus 9:32 17 1:14 D Lapaluoto 1 asuinrakennus 6:25 16 0:57 E Lapaluoto 2 asuinrakennus 5:58 15 0:52 F Iso-Kraaseli 2 lomarakennus 6:49 17 0:46 G Iso-Kraaseli 3 lomarakennus 4:03 15 0:28 Taulukko 11 WindPRO-laskennan tulokset reseptoripisteittäin tuulipuiston nykytilanteessa (9 Suomen Hyötytuuli Oy:n ja 2 Evergreen Investmen Oy:n voimalaa). Vilkkumisvaikutus Reseptoripisteen nimi ja Tilanne pilvisyys Teoreettinen maksimitilanne kuvaaman rakennuksen tyyppi huomioonottaen h/a max. min/d h/a A Iso-Kraaseli lomarakennus 5:32 17 0:31 B Pikku-Kraaseli lomarakennus 0:04 2 0:00 C Virpiperä lomarakennus 6:16 17 0:43 D Lapaluoto 1 asuinrakennus 4:28 16 0:36 E Lapaluoto 2 asuinrakennus 4:47 15 0:40 F Iso-Kraaseli 2 lomarakennus 3:04 13 0:17 G Iso-Kraaseli 3 lomarakennus 1:37 11 0:09 Taulukosta 9 voidaan todeta, että 13 voimalan tilanteessa varjon vilkunta valituissa reseptoripisteissä on kohtuullisen vähäistä. Vuotuiset ja päivittäiset vilkunnan maksimimäärät eivät ylitä Saksassa tai Ruotsissa käytössä olevia varjon vilkunnan suositus- tai ohjearvoja. Eniten vilkuntahäiriötä havaitaan Iso-Kraaselin eteläisimmissä

Sivu 23 (24) lomarakennuksessa reseptoripisteessä A. Vilkuntaa esiintyy tammi-huhtikuussa sekä syys-marraskuussa. Vilkuntaa osuu auringonlaskun aikoihin, johtuen voimaloiden sijainnista suhteessa asuinalueisiin ja matalasta auringonpaistekulmasta, jolloin varjot ulottuvat kauimmas. Kun huomioidaan pilvisyyden vaikutus varjon vilkunnan muodostumiselle, vuotuiset vilkuntatunnit vähenevät keskimäärin noin 14 prosenttiin teoreettisista maksimiarvoista. Vilkunta muilla sijoitussuunnitelmilla (vähemmän voimaloita) on tätäkin vähäisempää. 4 YHTEENVETO Raahen Lapaluodon satama-alueen tuntumaan suunnitellaan kahta 100 m napakorkeuden tuulivoimalaa pystytettäväksi nykyiselle aallonmurtajalle noin kilometrin etäisyydelle lähimmästä Iso-Kraaselin saaren virkistysalueesta. Tässä selvityksessä on arvioitu näiden voimaloiden melun ja varjon vilkunnan vaikutuksia lähialueille. Melunvaikutusten arviointi suoritettiin käyttäen melumallinnusta kahdella eri menetelmällä. Ensin arviointiin graafisen melumallinnuksen avulla melun leviämistä keskiäänitasolla LAeq alueen ympäristöön ja lopuksi suoritettiin erillislaskenta pientaajuisen melun määrittämiseksi lähimmässä reseptoripisteessä 1/3 oktaaveittain. Laskenta antaa käsityksen melutasoista eri hankevaihtoehtotilanteissa. Melulaskennan perusteella kahden uuden voimalan tapauksessa (VE1) havaittiin pieni riski suositeltujen ohjearvojen ylitykseen reseptoripisteessä A (Iso-Kraaselin saaren etelänpuoleisin talo) laskennan epävarmuus huomioiden. Alueen taustamelu voi kuitenkin olla samalla tasolla tai korkeampi mantereen puolella Lapaluodon sataman sekä Terästehtaan toimintojen vuoksi. Mallinnuksen mukaan 40 db(a):n vyöhyke leviää noin 900 metrin säteelle aallonmurtajan voimaloista poispäin vaihtoehdossa VE1 ja vaihtoehdossa VE2 (aallonmurtajan voimaloista vain lounainen) hieman yli 700m päähän yksittäisestä voimalasta. Pientaajuisen melun laskennasta voidaan todeta, että tulos ei todennäköisesti ylitä suunnitteluohjearvoja tässä mallinnetuilla lähtöäänitasoilla. Raahen tuulipuiston hankealueelle ja sen ympäristöön mallinnettiin tuulivoimaloista aiheutuvan varjon vilkunnan määrät. Mallinnuksen mukainen varjon vilkunta voidaan todeta kohtalaisen vähäiseksi kaikissa reseptoripisteinä käytetyissä asuin- ja lomarakennuksissa. Useissa maissa 30 h vuodessa vilkuntaa pidetään korkeimpana hyväksyttävän vilkunnan määränä. Pahimmissa reseptoripisteissä (pisteet A ja C) varjon vilkunnan maksimimäärä on korkeintaan 19 h vuodessa 13 voimalan tuulipuistossa. Kun pilvisyys otetaan huomioon, nämä määrät vähenevät huomattavasti. Missään reseptoripisteessä ei havaita vilkuntaa yli puolta tuntia päivässä maksimi voimalamäärälläkään. Kesällä myös kasvillisuuden tuoma katve vähentää vilkunnan havaitsemista. Häiritsevyyttä tarkastellessa tulee lisäksi ottaa huomioon vilkunnan ajankohta; esimerkiksi varhain kesäaamuna ilmenevä varjon vilkunta ei välttämättä ole yhtä häiritsevää kuin iltapäivällä ilmenevä.

KIRJALLISUUSVIITTEET 16ENN0264.10 Sivu 24 (24) /1/ Noise Annoyance of Wind Turbines. VTT Research Report VTT-R-00951-11, 2011. /2/ Oerlemans, S. Schepers, J.G. Prediction of wind turbine noise directivity and swish, Proc. 3rd Int. conference on wind turbine noise, Aalborg, Denmark, (2009). /3/ Di Napoli, C. Wind turbine noise in a small and quiet community if Finland. Noise Control Engineering Journal, NCEJ, USA, 2011. /4/ G.P. van den Berg, The sound of high winds: the effect of atmospheric stability on wind turbine sound and microphone noise, Doctoral Thesis, University of Groningen, Netherlands (2007). /5/ Nelson, D.A. Perceived loudness of wind turbine noise in the presence of ambient sound. /6/ Tuulivoimarakentamisen suunnittelu, Ympäristöministeriön ohjeita 4/2012, Helsinki. /7/ Moller, C. Pedersen, C.S. Low frequency noise from large wind turbines. Acoustical Society of America Vol. 129, No 6, June 2010. /8/ Forssel, J. Wind turbine noise propagation over flat ground: Measurements and Predictions. Acta Acustica united with Acustica. Vol 96 (2010), pages 753-760. /9/ Pedersen, C. Low-frequency noise from large wind turbines additional data and assessment of new Danish regulations. Low frequency noise conference 2012, Conference Proceedings, Startford-upon-Avon, UK. /10/ Hinweise zur Ermittlung und Beurteilung der optischen Immissionen von Windnergianlagen (WEA-Shcattenwurf-Hinweise). /11/ Vindkraftshandboken, Planering och prövning av vindkraftverk på land och I kustnära vattenområden (Boverket, 2009). /12/ Pirinen, P. Simola, H. Aalto, J. Kaukoranta, J.-P. Karlsson, P. ja Ruuhela, R. Tilastoja Suomen ilmastosta 1981-2010, Raportteja No. 2012:1, Ilmatieteen laitos. /13/ Ilmatieteen laitos, Suomen Tuuliatlas, 2009.