KONTTISUON TUULIVOI- MAPUISTO VÄLKEMALLINNUS

Vastaanottaja UPM Wind Holdings Oy Asiakirjatyyppi Raportti Päivämäärä 19.8.2014 Viite 151011135 KONTTISUON TUULIVOI- MAPUISTO VÄLKEMALLINNUS

KONTTISUON TUULIVOIMAPUISTO VÄLKEMALLINNUS Päivämäärä 19.8.2014 Laatija Tarkastaja Dennis Söderholm, Arttu Ruhanen Arttu Ruhanen Sisältää Maanmittauslaitoksen Maastotietokannan 02/2014 aineistoa. http://www.maanmittauslaitos.fi/avoindata_lisenssi_versio1 _20120501 Viite 151011135 Ramboll Niemenkatu 73 15140 LAHTI T +358 20 755 611 F +358 20 755 7801 www.ramboll.fi

KONTTISUON VÄLKEMALLINNUS SISÄLTÖ 1. Yleistä 1 2. Hankealue ja sen ympäristö 1 3. Suunnitteluohjearvot 2 4. Vaikutusmekanismit 2 5. Mallinnusmenetelmä ja lähtötiedot 2 5.1 Mallinnusohjelma ja laskentamalli 2 5.2 Laskentojen epävarmuus 3 5.3 Välkelaskenta 3 5.4 Maastomalli 4 5.5 Tuulivoimalatiedot 4 6. Mallinnustulokset ja tulosten tulkinta 4 7. Välkevaikutuksien vähentäminen 5 LIITTEET 6 LÄHTEET 6

KONTTISUON VÄLKEMALLINNUS 1 1. YLEISTÄ UPM Wind Holdings suunnittelee tuulivoimapuiston sijoittamista Soinin kunnan Konttisuon alueelle. Tämän työn tarkoituksena on ollut selvittää suunniteltujen tuulivoimalaitosten aiheuttamaa vilkkuvaa varjostusta niiden ympäristössä. Työ on tehty UPM Wind Holdings Oy:n toimeksiannosta. Välkemallinnuksen ja raportoinnin on tehnyt Ramboll Finland Oy:stä FM Dennis Söderholm, jota on päivittänyt ins.(amk) Arttu Ruhanen. 2. HANKEALUE JA SEN YMPÄRISTÖ Hankealue sijaitsee Soinin kunnan eteläosissa Karstulan kunnanrajan vieressä. Hankealueen läpi kulkee Multiantie (yt 7140). hankealue Kuva 1. Hankealue sijaitsee Soinin kunnan eteläosissa. Hankealueen ympärillä sijaitsee vakituista asutusta ja loma-asuntoja. Lähimmät asuintalot sijaitsevat noin 1100 metriä tuulivoimalaitoksista.

KONTTISUON VÄLKEMALLINNUS 2 3. SUUNNITTELUOHJEARVOT Tuulivoimaloista aiheutuvalle vilkkuvalle varjostukselle ei ole määritelty Suomessa raja- tai ohjearvoja. Ympäristöministeriö julkisti 6.7.2012 Tuulivoimarakentamisen suunnittelu (Ympäristöhallinnon ohjeita 4/2012) oppaan, jossa 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 - 4. VAIKUTUSMEKANISMIT Tuulivoimalat voivat aiheuttaa varjostusvaikutusta 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. 5. MALLINNUSMENETELMÄ JA LÄHTÖTIEDOT 5.1 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 saa internet-osoitteesta http://www.emd.dk/. 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.

KONTTISUON VÄLKEMALLINNUS 3 Kuva 2. Vilkkuvan varjostuksen alue. 5.2 Laskentojen epävarmuus Worst Case -laskenta perustuu auringon asemaan suhteessa tuulivoimalaitokseen ja tarkastelupisteeseen, voidaan laskennan tarkkuutta pitää hyvinkin luotettavana. Real Case -tuloksiin vaikuttavat auringonpaisteisuustiedot ja tuulen suuntien toiminnalliset ajat. 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. 5.3 Välkelaskenta Laskentapisteiden väliseksi etäisyydeksi määritettiin 10 metriä. Laskennan tarkastelukorkeutena käytettiin 1,5 metriä, eli noin ihmisen silmänkorkeutta. Välkkeen teoreettinen maksimietäisyys määräytyy mallinnuksessa käytetyn laitosmallin tiedoista. Laskenta tehtiin 1 minuutin tarkkuudella. Saksalaisen ohjeistuksen (joka on yleisesti käytössä oleva laskentatapa) mukaan välkevaikutusta laskettaessa [2] : Auringonpaistekulman raja horisontista on kolme astetta, jonka alle menevää auringon säteilyä ei oteta huomioon Laskennassa roottorin lavan tulee peittää vähintään 20 % auringosta Worst Case -laskennat olettavat 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 tyyni tai 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 Jyväskylän lentoaseman keskiarvoisia auringonpaisteisuustietoja ilmastolliselta vertailukaudelta 1981 2010 [3]. Tuulisuustiedot on laskettu Tuuliatlaksen hankealueen tuulisuusdatasta [4]. Oletuksena on, että voimalan roottori pyörii kun tuulee 4 25 m/s jolloin se Konttisuon tapauksessa pyörii 90 % vuoden tunneista.

KONTTISUON VÄLKEMALLINNUS 4 5.4 Maastomalli Maastomalli on laadittu Maanmittauslaitoksen maastotietokannan korkeusaineistolla, jossa korkeuskäyrät ovat 2,5 metrin välein. Maastomallissa ei huomioitu puustoa tai rakennuksia. Kartassa esitetyt rakennustiedot saatiin Maanmittauslaitoksen maastotietokannasta. 5.5 Tuulivoimalatiedot Mallinnuksessa huomioitiin 8 tuulivoimalaitosta (koordinaatit layoutin 17.4.2014 mukaan), joiden koordinaatit on esitetty taulukossa 2. Mallinnus tehtiin kahdella vaihtoehtoisilla voimalaitosdimensioilla. Voimalaitosmalleina laskennassa käytettiin napakorkeudeltaan 140 metristä voimalaa, jonka roottorin halkaisija oli 140 metriä sekä mallia, jonka napakorkeus on 141 m ja roottori 117 m. Taulukko 2. Tuulivoimalaitosten koordinaatit (ETRS-TM35FIN) Tunnus P I 1 6958425 369037 2 6958287 368575 3 6958194 370766 4 6958153 371320 5 6958126 370283 6 6958063 367968 7 6957515 371334 8 6956712 371359 6. MALLINNUSTULOKSET JA TULOSTEN TULKINTA Laitosmallilla jonka napakorkeus on 140 m ja roottori 140 m Real Case -laskennan välkekartta on esitetty liitteessä 1.1 ja Worst Case -tilanteen välkekartta liitteessä 1.2. Napakorkeuden 141 m ja roottorin 117 m mukaisen laitosmallin Real Case -laskennan välkekartta on esitetty liitteessä 2.1 ja Worst Case -välkekartta liitteessä 2.2. Mallinnuksen mukainen Real case -tulos kuvaa tavanomaisen vuoden tilannetta. 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 Mallinnuksen mukaisia tuloksia tarkastellessa tulee kohdekohtaisesti huomioida onko kohteen todellinen ympäristö sellainen, että välkevaikutuksia voi esiintyä kyseisissä paikoissa. Tähän vaikuttavat mm. metsä ja varjostusta estävät rakenteet.

KONTTISUON VÄLKEMALLINNUS 5 Napakorkeus 140 m ja roottori 140 m Real Case -välkekartan mukaan välkevaikutusalueelle, jossa vuotuinen välketuntien määrä Real Case -mallinnuksella on yli 8 tuntia, ei jää yhtään asuinrakennusta. Suurin vuotuinen välkemäärä on noin 6,5 tuntia eteläpuolen lähimmän asuintalon kohdalla, jossa välkettä voi esiintyä pääasiassa kesällä aamuisin ja iltaisin. Pohjoispuolen lähimmän asuintalon kohdalla välkemäärä on luokkaa 5 tuntia vuodessa ja välkettä voi esiintyä pääsääntöisesti talvisin auringonnousun jälkeen. Muiden välkevaikutusalueella olevilla asuinrakennuksella voi esiintyä vilkkuvaa varjostusta yhdestä kahteen tuntia vuodessa. Pohjoispuolen lähimmän asuintalon kohdalla Worst Case -mallinnuksen mukaan esiintyy välkettä yli 30 tuntia vuodessa, mikäli vuoden jokainen päivä on pilvetön, tuulivoimala on käynnissä läpi vuoden sekä roottori seuraa kohtisuorassa aurinkoa. Kolme muuta asuintaloa on Worst Case - mallinnuksen mukaan 30 tuntia välkemäärän rajalla. Napakorkeus 141 m ja roottori 117 m Real Case välkelaskennan mukaan suurin vuotuinen välkemäärä ympäristön asutuksella on noin 2,5 tuntia pohjoispuolen lähimmän asuintalon kohdalla, jossa välkettä voi esiintyä talvisin klo 10-12:30 välisenä aikana. Muita asuinrakennuksia välkevaikutusalueella ei ole. Pohjoispuolen lähimmän asuintalon kohdalla Worst Case -mallinnuksen mukaan esiintyy välkettä noin 30 tuntia vuodessa, mikäli vuoden jokainen päivä on pilvetön, tuulivoimala on käynnissä läpi vuoden sekä roottori seuraa kohtisuorassa aurinkoa. Muita asuintaloja ei välkevaikutusalueella ole. 7. VÄLKEVAIKUTUKSIEN VÄHENTÄMINEN Ympäristössä aiheutuvia välkevaikutuksia voidaan vähentää tuulivoimalaan liitettävällä välkkeen rajoitusjärjestelmällä, jolla välkkeen muodostumista tietyssä kohteessa ohjataan voimalan nasellin päälle tai runkoon asennettavilla valosensoreilla, joka laskee muodostumisen mahdollisuutta tietyssä suunnassa valoisuuden ja roottorin asennon mukaan. Suunnitteluohjearvojen (joita ei ole suoraan määritetty Suomessa) myötä tuulivoimalaa ei tarvitse pysäyttää aina kun välkettä esiintyy. Jos välkemäärän rajana käytetään 8 h/v, voimaloiden välkettä ei tarvitse rajoittaa kummallakaan laitoskoon vaihtoehdolla. Välkevaikutuksen vähentämiseksi on esitetty myös puustovyöhykkeiden säilyttämistä/kasvattamista. Puuston on kuitenkin oltava riittävän tiheää ja korkeata sekä suojata asuintalojen tai loma-asuntojen piha-aluetta kattavasti, jotta sillä saadaan estettyä välkkeen esiintyminen talojen ikkunoissa ja oleskelupihoilla. Jos tuulivoimalat eivät näy häiriintyvään kohteeseen, ei myöskään välkettä aiheudu. [5]

KONTTISUON VÄLKEMALLINNUS 6 LIITTEET Liite 1.1 Liite 1.2 Liite 1.3 Liite 1.4 Real Case -laskennalliset välkevyöhykkeet: napakorkeus 140 m ja roottori 140 m Worst Case -laskennalliset välkevyöhykkeet: napakorkeus 140 m ja roottori 140 m Reseptorilaskennan tulokset: napakorkeus 140 m ja roottori 140 m Kalenteri vilkkuvan varjostuksen mahdollisen esiintymisen ajankohdista reseptoripisteissä: napakorkeus 140 m ja roottori 140 m Liite 2.1 Liite 2.2 Liite 2.3 Real Case -laskennalliset välkevyöhykkeet: napakorkeus 141 m ja roottori 117 m Worst Case -laskennalliset välkevyöhykkeet: napakorkeus 141 m ja roottori 117 m Reseptorilaskennan tulokset: napakorkeus 141 m ja roottori 117 m Liite 2.4 LÄHTEET Kalenteri vilkkuvan varjostuksen mahdollisen esiintymisen ajankohdista reseptoripisteissä: napakorkeus 141 m ja roottori 117 m 1. Tuulivoimarakentamisen suunnittelu, Ympäristöhallinnon ohjeita 4/2012 2. Hinweise zur Ermittlung und Beurtelung der optischen Immissionen von Windenergianlagen, WEA-Shattenwurf-Hinweise 3. Ilmatieteen laitos, Tilastoja Suomen ilmastosta 1981 2010, Raportteja 2012:1 4. Ilmatieteen laitos, Suomen tuuliatlas (www.tuuliatlas.fi) 5. Update of UK Shadow Flicker, Evidence Base, Final Report

Liite 1.1 1

Liite 1.2 2

Liite 1.3 3 (1/2) Project: Konttisuo SHADOW - Main Result Calculation: Receptor HH140 D140 layout 2014-04-17 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 21.5.2014 11:34 / 1 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 21.5.2014 11:33/2.9.269 Minimum sun height over horizon for influence 3 Day step for calculation 1 days Time step for calculation 1 minutes Sunshine probability S (Average daily sunshine hours) [] Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 0,94 2,60 4,06 6,23 8,26 8,23 8,48 6,42 4,00 1,90 0,83 0,45 Operational time N NNE ENE E ESE SSE S SSW WSW W WNW NNW Sum 529 367 320 371 423 576 930 1 274 1 065 808 624 587 7 874 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: kayrat.wpo (1) Obstacles used in calculation Eye height: 1,5 m Grid resolution: 10,0 m WTGs New WTG Scale 1:75 000 Shadow receptor Finish TM ETRS-TM35FIN-ETRS89 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] 1 369 037 6 958 425 225,6 NORDEX N131/3000 3000 140... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 140,0 140,0 1 722 10,3 2 368 575 6 958 287 220,0 NORDEX N131/3000 3000 140... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 140,0 140,0 1 722 10,3 3 370 766 6 958 194 237,2 NORDEX N131/3000 3000 140... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 140,0 140,0 1 722 10,3 4 371 320 6 958 153 231,1 NORDEX N131/3000 3000 140... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 140,0 140,0 1 722 10,3 5 370 283 6 958 126 230,3 NORDEX N131/3000 3000 140... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 140,0 140,0 1 722 10,3 6 367 968 6 958 063 215,5 NORDEX N131/3000 3000 140... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 140,0 140,0 1 722 10,3 7 371 334 6 957 515 225,0 NORDEX N131/3000 3000 140... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 140,0 140,0 1 722 10,3 8 371 359 6 956 712 222,5 NORDEX N131/3000 3000 140... Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 140,0 140,0 1 722 10,3 Shadow receptor-input Finish TM ETRS-TM35FIN-ETRS89 No. East North Z Width Height Height Degrees from Slope of Direction mode a.g.l. south cw window [m] [m] [m] [m] [ ] [ ] A 369 821 6 957 130 235,0 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" B 367 667 6 959 613 218,9 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" C 370 248 6 959 484 230,0 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" D 372 900 6 957 096 232,5 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" 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] A 30:15 124 0:21 6:37 B 29:05 102 0:22 2:23 C 56:00 118 0:45 5:06 D 12:32 50 0:21 2:19 WindPRO is developed 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: Konttisuo SHADOW - Main Result Calculation: Receptor HH140 D140 layout 2014-04-17 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 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (17) 7:21 0:58 2 NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (18) 24:53 4:44 3 NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (19) 16:20 1:33 4 NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (20) 7:10 0:51 5 NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (21) 26:06 1:54 6 NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (22) 20:07 1:26 7 NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (23) 14:02 3:00 8 NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (24) 11:53 1:55 WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 21.5.2014 11:34 / 2 Liite 1.3 3 (1/2) (2/2) Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 21.5.2014 11:33/2.9.269 WindPRO is developed 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 1.4 4 (1/1) Project: Konttisuo SHADOW - Calendar, graphical Calculation: Receptor HH140 D140 layout 2014-04-17 A: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (1) WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 21.5.2014 11:35 / 1 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 21.5.2014 11:33/2.9.269 B: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (2) Time 23:00 22:00 21:00 20:00 19:00 18:00 17:00 16:00 15:00 14:00 13:00 12:00 11:00 10:00 9:00 8:00 7:00 6:00 5:00 4:00 Time 23:00 22:00 21:00 20:00 19:00 18:00 17:00 16:00 15:00 14:00 13:00 12:00 11:00 10:00 9:00 8:00 7:00 6:00 5:00 4:00 tammi helmi maalis huhti touko kesä heinä Month elo syys loka marras joulu tammi tammi helmi maalis huhti touko kesä heinä Month elo syys loka marras joulu tammi C: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (3) D: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (4) Time 23:00 22:00 21:00 20:00 19:00 18:00 17:00 16:00 15:00 14:00 13:00 12:00 11:00 10:00 9:00 8:00 7:00 6:00 5:00 4:00 Time 23:00 22:00 21:00 20:00 19:00 18:00 17:00 16:00 15:00 14:00 13:00 12:00 11:00 10:00 9:00 8:00 7:00 6:00 5:00 4:00 tammi helmi maalis huhti touko kesä heinä Month elo syys loka marras joulu tammi tammi helmi maalis huhti touko kesä heinä Month elo syys loka marras joulu tammi WTGs 1: NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (17) 2: NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (18) 3: NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (19) 4: NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (20) 5: NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (21) 6: NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (22) 7: NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (23) 8: NORDEX N131/3000 3000 140.0!O! hub: 140,0 m (TOT: 210,0 m) (24) WindPRO is developed 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 2.1

Liite 2.2

Liite 2.3 (1/2) Project: Konttisuo SHADOW - Main Result Calculation: Receptor HH141 D117 layout 2014-04-17 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 19.8.2014 15:00 / 1 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 19.8.2014 14:35/2.9.269 Minimum sun height over horizon for influence 3 Day step for calculation 1 days Time step for calculation 1 minutes Sunshine probability S (Average daily sunshine hours) [] Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 0,94 2,60 4,06 6,23 8,26 8,23 8,48 6,42 4,00 1,90 0,83 0,45 Operational time N NNE ENE E ESE SSE S SSW WSW W WNW NNW Sum 529 367 320 371 423 576 930 1 274 1 065 808 624 587 7 874 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: kayrat.wpo (1) Obstacles used in calculation Eye height: 1,5 m Grid resolution: 10,0 m WTGs New WTG Scale 1:75 000 Shadow receptor Finish TM ETRS-TM35FIN-ETRS89 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] 1 369 037 6 958 425 225,6 NORDEX N117/3000 3000 116... Yes NORDEX N117/3000-3 000 3 000 116,8 140,6 1 486 14,1 2 368 575 6 958 287 220,0 NORDEX N117/3000 3000 116... Yes NORDEX N117/3000-3 000 3 000 116,8 140,6 1 486 14,1 3 370 766 6 958 194 237,2 NORDEX N117/3000 3000 116... Yes NORDEX N117/3000-3 000 3 000 116,8 140,6 1 486 14,1 4 371 320 6 958 153 231,1 NORDEX N117/3000 3000 116... Yes NORDEX N117/3000-3 000 3 000 116,8 140,6 1 486 14,1 5 370 283 6 958 126 230,3 NORDEX N117/3000 3000 116... Yes NORDEX N117/3000-3 000 3 000 116,8 140,6 1 486 14,1 6 367 968 6 958 063 215,5 NORDEX N117/3000 3000 116... Yes NORDEX N117/3000-3 000 3 000 116,8 140,6 1 486 14,1 7 371 334 6 957 515 225,0 NORDEX N117/3000 3000 116... Yes NORDEX N117/3000-3 000 3 000 116,8 140,6 1 486 14,1 8 371 359 6 956 712 222,5 NORDEX N117/3000 3000 116... Yes NORDEX N117/3000-3 000 3 000 116,8 140,6 1 486 14,1 Shadow receptor-input Finish TM ETRS-TM35FIN-ETRS89 No. East North Z Width Height Height Degrees from Slope of Direction mode a.g.l. south cw window [m] [m] [m] [m] [ ] [ ] A 369 821 6 957 130 235,0 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" B 367 667 6 959 613 218,9 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" C 370 248 6 959 484 230,0 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" D 372 900 6 957 096 232,5 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" 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] A 0:00 0 0:00 0:00 B 0:00 0 0:00 0:00 C 30:07 88 0:36 2:21 D 0:00 0 0:00 0:00 WindPRO is developed 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: Konttisuo SHADOW - Main Result Calculation: Receptor HH141 D117 layout 2014-04-17 Total amount of flickering on the shadow receptors caused by each WTG No. Name Worst case Expected [h/year] [h/year] 1 NORDEX N117/3000 3000 116.8!O! hub: 140,6 m (TOT: 199,0 m) (25) 0:00 0:00 2 NORDEX N117/3000 3000 116.8!O! hub: 140,6 m (TOT: 199,0 m) (26) 0:00 0:00 3 NORDEX N117/3000 3000 116.8!O! hub: 140,6 m (TOT: 199,0 m) (27) 10:38 0:54 4 NORDEX N117/3000 3000 116.8!O! hub: 140,6 m (TOT: 199,0 m) (28) 0:00 0:00 5 NORDEX N117/3000 3000 116.8!O! hub: 140,6 m (TOT: 199,0 m) (29) 19:29 1:26 6 NORDEX N117/3000 3000 116.8!O! hub: 140,6 m (TOT: 199,0 m) (30) 0:00 0:00 7 NORDEX N117/3000 3000 116.8!O! hub: 140,6 m (TOT: 199,0 m) (31) 0:00 0:00 8 NORDEX N117/3000 3000 116.8!O! hub: 140,6 m (TOT: 199,0 m) (32) 0:00 0:00 WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 19.8.2014 15:00 / 2 Liite 2.3 (2/2) Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 19.8.2014 14:35/2.9.269 WindPRO is developed 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 2.4 (1/1) Project: Konttisuo SHADOW - Calendar, graphical Calculation: Receptor HH141 D117 layout 2014-04-17 A: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (1) WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 19.8.2014 15:01 / 1 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 19.8.2014 14:35/2.9.269 B: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (2) Time 23:00 22:00 21:00 20:00 19:00 18:00 17:00 16:00 15:00 14:00 13:00 12:00 11:00 10:00 9:00 8:00 7:00 6:00 5:00 4:00 Time 23:00 22:00 21:00 20:00 19:00 18:00 17:00 16:00 15:00 14:00 13:00 12:00 11:00 10:00 9:00 8:00 7:00 6:00 5:00 4:00 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Month Aug Sep Oct Nov Dec Jan Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Month Aug Sep Oct Nov Dec Jan C: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (3) D: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (4) Time 23:00 22:00 21:00 20:00 19:00 18:00 17:00 16:00 15:00 14:00 13:00 12:00 11:00 10:00 9:00 8:00 7:00 6:00 5:00 4:00 Time 23:00 22:00 21:00 20:00 19:00 18:00 17:00 16:00 15:00 14:00 13:00 12:00 11:00 10:00 9:00 8:00 7:00 6:00 5:00 4:00 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Month Aug Sep Oct Nov Dec Jan Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Month Aug Sep Oct Nov Dec Jan WTGs 3: NORDEX N117/3000 3000 116.8!O! hub: 140,6 m (TOT: 199,0 m) (27) 5: NORDEX N117/3000 3000 116.8!O! hub: 140,6 m (TOT: 199,0 m) (29) WindPRO is developed 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