TAHKOLUODON MERITUU- LIPUISTO, PORI VÄLKEMALLINNUS

Vastaanottaja Suomen Hyötytuuli Oy Asiakirjatyyppi Raportti Päivämäärä 12.2.2014 Viite 1510009197 TAHKOLUODON MERITUU- LIPUISTO, PORI VÄLKEMALLINNUS

TAHKOLUODON MERITUULIPUISTO, PORI VÄLKEMALLINNUS Päivämäärä 12.2.2014 Laatija Tarkastaja Arttu Ruhanen Janne Ristolainen Sisältää Maanmittauslaitoksen Maastotietokannan 12/2013 aineistoa. http://www.maanmittauslaitos.fi/avoindata_lisenssi_versio1 _20120501 Viite 1510009197 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 3 6. Välkevaikutuksien vähentäminen ja rajoitustarve 4 LÄHTEET 5 LIITTEET 5

VÄLKEMALLINNUS 1 1. YLEISTÄ Suomen Hyötytuuli Oy suunnittelee tuulivoimaloiden sijoittamista merelle Porin Tahkoluodon edustalle. Tämän työn tarkoituksena on ollut selvittää suunniteltujen tuulivoimalaitosten vilkkuvaa varjostuksen vaikutuksen eli välkevaikutukset niiden ympäristössä. Työssä huomioitiin myös alueen läheisyydessä olemassa olevat tuulivoimalat sekä Kirrinsannan suunnitellut tuulivoimalat, jotta voitiin arvioida suunniteltujen laitosten vaikutusta nykytilaan verrattuna. Työ on tehty Suomen Hyötytuuli Oy:n toimeksiannosta, josta yhteyshenkilö on ollut Miia Suuriniemi. Ramboll Finland Oy:ssä työstä on vastannut projektipäällikkö ins.(amk) Janne Ristolainen. Välkemallinnuksen ja raportoinnin on tehnyt suunnittelija ins.(amk) Arttu Ruhanen. 2. 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 - 3. VAIKUTUSMEKANISMIT Tuulivoimalat voivat aiheuttaa vilkkuvaa varjostusvaikutusta eli välkettä 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 -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. 4.3 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 [3] : Auringonpaistekulman raja horisontista on kolme astetta, jonka alle menevää auringon säteilyä ei oteta huomioon Laskennassa roottorin lavan tulee peittää vähintään 20 % auringosta

VÄLKEMALLINNUS 3 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. Auringonpaisteisuustietona käytettiin Ilmatieteen laitoksen Jokioisten observatorion keskiarvoisia auringonpaisteisuustietoja ilmastolliselta vertailukaudelta 1981 2010 [4]. Jokioisten observatorio on Poria lähin säähavaintoasema, jossa on tallennettu auringonpaisteisuustietoja pitkältä aikaväliltä. Tuulivoimaloiden vuotuiseksi toiminta-ajaksi määritettiin Suomen Tuuliatlaksen tiedoista 91 %. Toiminta-ajat laskettiin 12 suuntasektorille olettaen, että tuulivoimalat toimivat tuulennopeuden ollessa napakorkeudella yli 4 m/s. 4.4 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. 4.5 Tuulivoimalatiedot Mallinnuksessa huomioitiin 14 olemassa olevaa tuulivoimalaitosta, joista 1 kpl on merituulipuiston alueella sijaitseva pilottilaitos. Olemassa olevien laitosten lisäksi ns. pohjatilanteessa huomioitiin Kirrinsannan 4 suunniteltua tuulivoimalaa. Tahkoluodon merituulipuiston alueella suunniteltuja tuulivoimalaitoksia on 13 kpl. Laitosten koordinaatit sekä napakorkeudet ja roottorin halkaisijat on esitetty liitteessä 1. Tiedot sijoittelusta (karttapohjalla) ja laitosten dimensioista on saatu Suomen Hyötytuuli Oy:ltä (sähköpostit M.Suuriniemi 1.11.2013 ja 22.1.2014). 5. MALLINNUSTULOKSET Real Case ja Worst Case -välkevyöhykelaskentojen lisäksi laskentoja tehtiin myös yksittäisiin reseptoripisteisiin. Real Case -laskennan välkekartat on esitetty liitteissä 2.1 2.3 ja Worst Case -välkekartat liitteissä 3.1 3.3. Reseptoripistelaskentojen tulokset ja ajankohdat, milloin välkettä voi reseptoripisteissä esiintyä liitteissä 4.1 4.2. 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 Real Case Real Case -välkelaskentojen mukaan, Tahkoluodon merituulipuistoon suunniteltujen tuulivoimaloiden välkevaikutukset jäävät selvästi alle 8 tuntiin vuodessa lähimpien häiriintyvien kohteiden kohdalla. Suurin välkevaikutus on Ketaran saarella olevan yksittäisen loma-asunnon kohdalla, n. 1 tunti vuodessa. Tilaajalta saadun tiedon mukaan tämä loma-asunto on hävitetty. Tahkoluodon vakituisella asutuksella välkevaikutus on noin 30 minuuttia vuodessa. Olemassa olevien tuulivoimaloiden ja Kirrinsannan suunniteltujen tuulivoimaloiden mallinnuksen mukaan yksi asuintalo on 8 h/v välkevyöhykkeen tuntumassa Räpsöönsuntin voimalaitosten pohjoispuolella. Muualla vuotuinen välkevaikutus on nykytilanteessa alle 8 tuntia. Kirrinsannan Sachtlebenin pohjoispuolelle suunniteltujen tuulivoimaloiden lounaispuolella on useita asuintaloja Kaanaan asuinalueella välkealueella, jossa ylitetään 8 tuntia vuodessa, kuten myös laitosten pohjoispuolella sijaitsevat loma-asunnot.

VÄLKEMALLINNUS 4 Tahkoluodon merituulipuiston suunnitellut voimalaitokset eivät juurikaan lisää välkevaikutuksia Tahkoluodon asutuksella verrattuna nykytilanteeseen. Merkittävin lisäys (n. 1 tunti) välketilanteessa tulee Ketaran saaren loma-asunnolla, joka on nykytilanteessa välkevaikutusten ulkopuolella. Tahkoluodon asutuksella suunnitellut merituulivoimalat lisäävät välkettä vajaan tunnin vuodessa. Worst Case Worst Case -välkelaskennan mukaan suunniteltujen tuulivoimaloiden 30 h/v välkealue ei ulotu Tahkoluodon asutukselle tai yksittäiselle loma-asunnolle. Olemassa olevien tuulivoimaloiden ja Kirrinsannan suunniteltujen tuulivoimaloiden mallinnuksen mukaan 30 h/v välkealue ei ulotu Tahkoluodon asutukselle. Räpsöönsuntin tuulivoimaloiden ja Eteläselän tuulivoimaloiden pohjoispuolella on vakituisia asuintaloja ja loma-asuntoja välkealueella, jossa välkemäärä ylittää 30 tuntia vuodessa. Kirrinsannan suunniteltujen tuulivoimaloiden, jotka sijaitsevat Sachtlebenin pohjoispuolella, ympäristössä vakituista asutusta ja loma-asuntoja jää 30 h/v välkealueelle. Tahkoluodon merituulipuiston suunnitellut voimalaitokset lisäävät välkevaikutusta Worst Case tilanteessa Tahkoluodon asutuksella vajaalla kuudella tunnilla ja Ketaran saaren loma-asunnolla noin kuudella ja puolella tunnilla verrattuna nykytilanteeseen. Välkkymisen ajankohta Suunnitelluista merituulivoimalaitoksista aiheutuvaa välkettä voi esiintyä Tahkoluodon asutuksella helmi-maaliskuun aikana ajoittain klo 16:30 18:00 välillä sekä lokakuun alussa klo 18 18:30 ja lokakuun lopussa ennen auringon laskua. Ketaran saaren loma-asunnolla välkettä voi esiintyä helmi-maaliskuun vaihteessa klo 17.00 17.30, maaliskuun loppupuolella klo 18 jälkeen, syyskuussa klo 19 tietämillä ja lokakuun puolivälin tienoilla klo 17.30 18.00. Suunnitelluista laitoksista vain 9, 10 ja 13 voivat aiheuttaa Tahkoluodon asutuksella ja Ketaran saarella välkevaikutuksia. 6. VÄLKEVAIKUTUKSIEN VÄHENTÄMINEN JA RAJOITUS- TARVE Ympäristössä aiheutuvia välkevaikutuksia voidaan vähentää tuulivoimalaan liitettävällä välkkeen rajoitusjärjestelmällä. Välkkeen muodostumista tietyssä kohteessa monitoroidaan voimalan nasellin päälle tai runkoon asennettavilla valosensoreilla, jotka laskevat muodostumisen mahdollisuutta tietyssä suunnassa valoisuuden ja roottorin asennon mukaan. Järjestelmä ohjaa tuulivoimalan toimintaa tietojen perusteella eli käytännössä pysäyttää tuulivoimalan kriittisinä ajankohtina. 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, ei merituulipuiston uusien voimaloiden toimintaa tarvitsisi mallinnuksen mukaan välkevaikutuksien takia rajoittaa. 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]

VÄLKEMALLINNUS 5 LÄHTEET 1. Tuulivoimarakentamisen suunnittelu, Ympäristöhallinnon ohjeita 4/2012 2. WindPRO 2.9 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 LIITTEET Liite 1 Liite 2.1 Liite 2.2 Liite 2.3 Liite 3.1 Liite 3.2 Liite 3.3 Liite 4.1 Liite 4.2 Tuulivoimalaitosten koordinaatit sekä napakorkeudet ja roottorin halkaisijat Real Case -laskennan välkevyöhykkeet, suunnitellut tuulivoimalat Real Case -laskennan välkevyöhykkeet, olemassa olevat tuulivoimalat ja Kirrinsannan tuulivoimalat Real Case -laskennan välkevyöhykkeet, olemassa olevat tuulivoimalat, Kirrinsannan tuulivoimalat ja suunnitellut tuulivoimalat Worst Case -laskennan välkevyöhykkeet, suunnitellut tuulivoimalat Worst Case -laskennan välkevyöhykkeet, olemassa olevat tuulivoimalat ja Kirrinsannan tuulivoimalat Worst Case -laskennan välkevyöhykkeet, olemassa olevat tuulivoimalat, Kirrinsannan tuulivoimalat ja suunnitellut tuulivoimalat Reseptoripistelaskennan tulokset ja kalenteri välkkeen mahdollisen esiintymisen ajankohdista reseptoripisteissä, olemassa olevat tuulivoimalat ja Kirrinsannan tuulivoimalat Reseptoripistelaskennan tulokset ja kalenteri välkkeen mahdollisen esiintymisen ajankohdista reseptoripisteissä, olemassa olevat tuulivoimalat, Kirrinsannan tuulivoimalat ja suunnitellut tuulivoimalat

VÄLKEMALLINNUS LIITE 1 PORIN TAHKOLUODON MERITUULIPUISTO Nykyinen/Suunniteltu Tunnus Koordinaatit, ETRS- TM35FIN Napakorkeus, m Roottorin halkaisija, X Y m Nykyinen Pilot 001 200837 6845306 80 101 Suunniteltu 2 201014 6847416 120 128 Suunniteltu 3 200612 6847026 120 128 Suunniteltu 4 201196 6846604 120 128 Suunniteltu 5 200030 6846635 120 128 Suunniteltu 6 200983 6846152 120 128 Suunniteltu 7 201434 6845739 120 128 Suunniteltu 8 200515 6845804 120 128 Suunniteltu 9 202325 6845234 120 128 Suunniteltu 10 201705 6845161 120 128 Suunniteltu 11 201272 6844824 120 128 Suunniteltu 12 200170 6844918 120 128 Suunniteltu 13 202190 6844649 120 128 Suunniteltu 14 200705 6844555 120 128 Suunniteltu Kirrinsanta 1 211306 6839679 123 113 Suunniteltu Kirrinsanta 2 210807 6839761 123 113 Suunniteltu Kirrinsanta 3 209222 6841675 123 113 Suunniteltu Kirrinsanta 4 209132 6842153 123 113 Nykyinen Eteläselkä 1 208907 6843526 60 54 Nykyinen Eteläselkä 2 208979 6843280 60 54 Nykyinen Eteläselkä 3 209049 6843042 60 54 Nykyinen Eteläselkä 4 209130 6842770 60 54 Nykyinen Eteläselkä 5 209367 6842783 70 64 Nykyinen Räpsöönsunti 1 206023 6842327 31 31 Nykyinen Räpsöönsunti 2 205976 6842622 50 54 Nykyinen Tahkoluoto 1 202056 6845864 80 76 Nykyinen Tahkoluoto 2 202397 6845950 50 54 Nykyinen Tahkoluoto 3 202381 6846216 50 54 Nykyinen Tahkoluoto 4 202425 6846468 50 54 Nykyinen Tahkoluoto 5 203202 6846554 90 90 Nykyinen Tahkoluoto 6 203639 6846462 100 100

Liite 2.1

Liite 2.2

Liite 2.3

Liite 3.1

Liite 3.2

Liite 3.3

Project: Tahkoluoto SHADOW - Main Result Calculation: Receptor, Kirrinsanta + Nykyiset 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 6.2.2014 12:29 / 1 Liite 4.1 (1/3) Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 6.2.2014 12:27/2.9.269 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 1,16 2,61 4,19 6,43 8,42 8,50 8,58 6,71 4,57 2,52 1,10 0,81 Operational time N NNE ENE E ESE SSE S SSW WSW W WNW NNW Sum 792 436 292 314 480 519 1 008 1 324 856 612 567 749 7 949 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: korot.wpo (1) Obstacles used in calculation Eye height: 1,5 m Grid resolution: 10,0 m Scale 1:200 000 New WTG Existing WTG Shadow receptor WTGs 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] E1 208 907 6 843 526 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 60,0 2 500 22,0 E2 208 979 6 843 280 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 60,0 2 500 22,0 E3 209 049 6 843 042 3,9 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 60,0 2 500 22,0 E4 209 130 6 842 770 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 60,0 2 500 22,0 E5 209 366 6 842 783 2,5 WINWIND WWD-1-D6... No WINWIND WWD-1-D64-1 000 1 000 64,0 70,0 1 132 25,6 K1 211 306 6 839 679 2,5 Siemens SWT-2.3-113...Yes Siemens SWT-2.3-113-2 300 2 300 113,0 123,0 1 357 0,0 K2 210 807 6 839 761 2,5 Siemens SWT-2.3-113...Yes Siemens SWT-2.3-113-2 300 2 300 113,0 123,0 1 357 0,0 K3 209 222 6 841 675 2,5 Siemens SWT-2.3-113...Yes Siemens SWT-2.3-113-2 300 2 300 113,0 123,0 1 357 0,0 K4 209 132 6 842 153 2,5 Siemens SWT-2.3-113...Yes Siemens SWT-2.3-113-2 300 2 300 113,0 123,0 1 357 0,0 Pilot 001 200 837 6 845 306 2,5 Siemens SWT-2.3-101...Yes Siemens SWT-2.3-101-2 300 2 300 101,0 80,0 1 371 16,0 R1 206 023 6 842 327 2,5 NORDTANK 300 31.0... No NORDTANK -300 300 31,0 31,0 2 500 33,0 R2 205 976 6 842 622 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 50,0 2 500 22,0 T1 202 056 6 845 864 2,5 BONUS 2.0 MW 2000... No BONUS 2.0 MW-2 000 2 000 76,0 80,0 2 500 0,0 T2 202 397 6 845 950 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 50,0 2 500 22,0 T3 202 381 6 846 216 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 50,0 2 500 22,0 T4 202 425 6 846 468 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 50,0 2 500 22,0 T5 203 202 6 846 554 2,5 WINWIND WWD-3-D9... Yes WINWIND WWD-3-D90-3 000 3 000 90,0 90,0 2 018 16,0 T6 203 639 6 846 462 2,5 WINWIND WWD-3-D1... No WINWIND WWD-3-D100-3 000 3 000 100,0 100,0 1 929 15,0 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] [ ] [ ] 1 Tahkoluoto 204 052 6 845 663 2,5 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" 2 Ketara 204 050 6 845 270 2,5 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" 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: Tahkoluoto SHADOW - Main Result Calculation: Receptor, Kirrinsanta + Nykyiset 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 Tahkoluoto 14:51 64 0:19 3:52 2 Ketara 0:04 2 0:02 0:00 WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 6.2.2014 12:29 / 2 Liite 4.1 (2/3) Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 6.2.2014 12:27/2.9.269 Total amount of flickering on the shadow receptors caused by each WTG No. Name Worst case Expected [h/year] [h/year] E1 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 60,0 m (TOT: 87,1 m) (5) 0:00 0:00 E2 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 60,0 m (TOT: 87,1 m) (4) 0:00 0:00 E3 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 60,0 m (TOT: 87,1 m) (3) 0:00 0:00 E4 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 60,0 m (TOT: 87,1 m) (2) 0:00 0:00 E5 WINWIND WWD-1-D64 1000 64.0!O! hub: 70,0 m (TOT: 102,0 m) (1) 0:00 0:00 K1 Siemens SWT-2.3-113 2300 113.0!O! hub: 123,0 m (TOT: 179,5 m) (16) 0:00 0:00 K2 Siemens SWT-2.3-113 2300 113.0!O! hub: 123,0 m (TOT: 179,5 m) (15) 0:00 0:00 K3 Siemens SWT-2.3-113 2300 113.0!O! hub: 123,0 m (TOT: 179,5 m) (17) 0:00 0:00 K4 Siemens SWT-2.3-113 2300 113.0!O! hub: 123,0 m (TOT: 179,5 m) (18) 0:00 0:00 Pilot 001 Siemens SWT-2.3-101 2300 101.0!O! hub: 80,0 m (TOT: 130,5 m) (14) 0:00 0:00 R1 NORDTANK 300 31.0!O! hub: 31,0 m (TOT: 46,5 m) (6) 0:00 0:00 R2 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 50,0 m (TOT: 77,1 m) (7) 0:00 0:00 T1 BONUS 2.0 MW 2000 76.0!O! hub: 80,0 m (TOT: 118,0 m) (11) 0:12 0:02 T2 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 50,0 m (TOT: 77,1 m) (8) 0:00 0:00 T3 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 50,0 m (TOT: 77,1 m) (9) 0:00 0:00 T4 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 50,0 m (TOT: 77,1 m) (10) 0:00 0:00 T5 WINWIND WWD-3-D90 3000 90.0!-! hub: 90,0 m (TOT: 135,0 m) (12) 14:43 3:50 T6 WINWIND WWD-3-D100 3000 100.0!-! hub: 100,0 m (TOT: 150,0 m) (13) 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: Tahkoluoto SHADOW - Calendar, graphical Calculation: Receptor, Kirrinsanta + Nykyiset WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 6.2.2014 12:29 / 1 Liite 4.1 (3/3) Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 6.2.2014 12:27/2.9.269 1 Tahkoluoto: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (1) 23:30 23:00 22:30 22:00 21:30 21:00 Time 20:30 20:00 19:30 19:00 18:30 18:00 17:30 17:00 16:30 16:00 15:30 15:00 14:30 14:00 13:30 13:00 12:30 12:00 11:30 11:00 10:30 10:00 9:30 9:00 8:30 8:00 7:30 7:00 6:30 6:00 5:30 5:00 4:30 4:00 tammi helmi maalis huhti touko kesä heinä Month elo syys loka marras joulu tammi 2 Ketara: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (2) 23:30 23:00 22:30 22:00 21:30 21:00 Time 20:30 20:00 19:30 19:00 18:30 18:00 17:30 17:00 16:30 16:00 15:30 15:00 14:30 14:00 13:30 13:00 12:30 12:00 11:30 11:00 10:30 10:00 9:30 9:00 8:30 8:00 7:30 7:00 6:30 6:00 5:30 5:00 4:30 4:00 tammi helmi maalis huhti touko kesä heinä Month elo syys loka marras joulu tammi WTGs T1: BONUS 2.0 MW 2000 76.0!O! hub: 80,0 m (TOT: 118,0 m) (11) T5: WINWIND WWD-3-D90 3000 90.0!-! hub: 90,0 m (TOT: 135,0 m) (12) 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: Tahkoluoto SHADOW - Main Result Calculation: Receptor, Tahkoluoto merituulipuisto + Kirrinsanta + Nykyiset 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 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 1,16 2,61 4,19 6,43 8,42 8,50 8,58 6,71 4,57 2,52 1,10 0,81 Operational time N NNE ENE E ESE SSE S SSW WSW W WNW NNW Sum 792 436 292 314 480 519 1 008 1 324 856 612 567 749 7 949 Idle start wind speed: Cut in wind speed from power curve WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 6.2.2014 12:27 / 1 Liite 5.1 4.2 (1/3) Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 6.2.2014 12:27/2.9.269 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: korot.wpo (1) Obstacles used in calculation Eye height: 1,5 m Grid resolution: 10,0 m Scale 1:200 000 New WTG Existing WTG Shadow receptor WTGs 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] 2 201 014 6 847 416 2,5 GAMESA G128 4500 1... Yes GAMESA G128-4 500 4 500 128,0 120,0 2 500 12,0 3 200 612 6 847 026 2,5 GAMESA G128 4500 1... Yes GAMESA G128-4 500 4 500 128,0 120,0 2 500 12,0 4 201 196 6 846 604 2,5 GAMESA G128 4500 1... Yes GAMESA G128-4 500 4 500 128,0 120,0 2 500 12,0 5 200 030 6 846 635 2,5 GAMESA G128 4500 1... Yes GAMESA G128-4 500 4 500 128,0 120,0 2 500 12,0 6 200 983 6 846 152 2,5 GAMESA G128 4500 1... Yes GAMESA G128-4 500 4 500 128,0 120,0 2 500 12,0 7 201 434 6 845 739 2,5 GAMESA G128 4500 1... Yes GAMESA G128-4 500 4 500 128,0 120,0 2 500 12,0 8 200 515 6 845 804 2,5 GAMESA G128 4500 1... Yes GAMESA G128-4 500 4 500 128,0 120,0 2 500 12,0 9 202 325 6 845 234 2,5 GAMESA G128 4500 1... Yes GAMESA G128-4 500 4 500 128,0 120,0 2 500 12,0 10 201 705 6 845 161 2,5 GAMESA G128 4500 1... Yes GAMESA G128-4 500 4 500 128,0 120,0 2 500 12,0 11 201 272 6 844 824 2,5 GAMESA G128 4500 1... Yes GAMESA G128-4 500 4 500 128,0 120,0 2 500 12,0 12 200 170 6 844 918 2,5 GAMESA G128 4500 1... Yes GAMESA G128-4 500 4 500 128,0 120,0 2 500 12,0 13 202 190 6 844 649 2,5 GAMESA G128 4500 1... Yes GAMESA G128-4 500 4 500 128,0 120,0 2 500 12,0 14 200 705 6 844 555 2,5 GAMESA G128 4500 1... Yes GAMESA G128-4 500 4 500 128,0 120,0 2 500 12,0 E1 208 907 6 843 526 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 60,0 2 500 22,0 E2 208 979 6 843 280 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 60,0 2 500 22,0 E3 209 049 6 843 042 3,9 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 60,0 2 500 22,0 E4 209 130 6 842 770 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 60,0 2 500 22,0 E5 209 366 6 842 783 2,5 WINWIND WWD-1-D6... No WINWIND WWD-1-D64-1 000 1 000 64,0 70,0 1 132 25,6 K1 211 306 6 839 679 2,5 Siemens SWT-2.3-113...Yes Siemens SWT-2.3-113-2 300 2 300 113,0 123,0 1 357 0,0 K2 210 807 6 839 761 2,5 Siemens SWT-2.3-113...Yes Siemens SWT-2.3-113-2 300 2 300 113,0 123,0 1 357 0,0 K3 209 222 6 841 675 2,5 Siemens SWT-2.3-113...Yes Siemens SWT-2.3-113-2 300 2 300 113,0 123,0 1 357 0,0 K4 209 132 6 842 153 2,5 Siemens SWT-2.3-113...Yes Siemens SWT-2.3-113-2 300 2 300 113,0 123,0 1 357 0,0 Pilot 001 200 837 6 845 306 2,5 Siemens SWT-2.3-101...Yes Siemens SWT-2.3-101-2 300 2 300 101,0 80,0 1 371 16,0 R1 206 023 6 842 327 2,5 NORDTANK 300 31.0... No NORDTANK -300 300 31,0 31,0 2 500 33,0 R2 205 976 6 842 622 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 50,0 2 500 22,0 T1 202 056 6 845 864 2,5 BONUS 2.0 MW 2000... No BONUS 2.0 MW-2 000 2 000 76,0 80,0 2 500 0,0 T2 202 397 6 845 950 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 50,0 2 500 22,0 T3 202 381 6 846 216 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 50,0 2 500 22,0 T4 202 425 6 846 468 2,5 BONUS 1.0 MW 1000-... No BONUS 1.0 MW-1 000/200 1 000 54,2 50,0 2 500 22,0 T5 203 202 6 846 554 2,5 WINWIND WWD-3-D9... Yes WINWIND WWD-3-D90-3 000 3 000 90,0 90,0 2 018 16,0 T6 203 639 6 846 462 2,5 WINWIND WWD-3-D1... No WINWIND WWD-3-D100-3 000 3 000 100,0 100,0 1 929 15,0 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: Tahkoluoto SHADOW - Main Result Calculation: Receptor, Tahkoluoto merituulipuisto + Kirrinsanta + Nykyiset 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] [ ] [ ] 1 Tahkoluoto 204 052 6 845 663 2,5 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" 2 Ketara 204 050 6 845 270 2,5 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 6.2.2014 12:27 / 2 Liite 5.1 4.2 (2/3) Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 6.2.2014 12:27/2.9.269 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 Tahkoluoto 20:41 97 0:21 4:43 2 Ketara 6:33 40 0:17 1:07 Total amount of flickering on the shadow receptors caused by each WTG No. Name Worst case Expected [h/year] [h/year] 2 GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (3) 0:00 0:00 3 GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (4) 0:00 0:00 4 GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (5) 0:00 0:00 5 GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (6) 0:00 0:00 6 GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (7) 0:00 0:00 7 GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (8) 0:00 0:00 8 GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (9) 0:00 0:00 9 GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (10) 7:04 1:11 10 GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (11) 2:12 0:22 11 GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (12) 0:00 0:00 12 GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (13) 0:00 0:00 13 GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (14) 4:32 0:41 14 GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (20) 0:00 0:00 E1 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 60,0 m (TOT: 87,1 m) (5) 0:00 0:00 E2 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 60,0 m (TOT: 87,1 m) (4) 0:00 0:00 E3 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 60,0 m (TOT: 87,1 m) (3) 0:00 0:00 E4 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 60,0 m (TOT: 87,1 m) (2) 0:00 0:00 E5 WINWIND WWD-1-D64 1000 64.0!O! hub: 70,0 m (TOT: 102,0 m) (1) 0:00 0:00 K1 Siemens SWT-2.3-113 2300 113.0!O! hub: 123,0 m (TOT: 179,5 m) (16) 0:00 0:00 K2 Siemens SWT-2.3-113 2300 113.0!O! hub: 123,0 m (TOT: 179,5 m) (15) 0:00 0:00 K3 Siemens SWT-2.3-113 2300 113.0!O! hub: 123,0 m (TOT: 179,5 m) (17) 0:00 0:00 K4 Siemens SWT-2.3-113 2300 113.0!O! hub: 123,0 m (TOT: 179,5 m) (18) 0:00 0:00 Pilot 001 Siemens SWT-2.3-101 2300 101.0!O! hub: 80,0 m (TOT: 130,5 m) (14) 0:00 0:00 R1 NORDTANK 300 31.0!O! hub: 31,0 m (TOT: 46,5 m) (6) 0:00 0:00 R2 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 50,0 m (TOT: 77,1 m) (7) 0:00 0:00 T1 BONUS 2.0 MW 2000 76.0!O! hub: 80,0 m (TOT: 118,0 m) (11) 0:12 0:02 T2 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 50,0 m (TOT: 77,1 m) (8) 0:00 0:00 T3 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 50,0 m (TOT: 77,1 m) (9) 0:00 0:00 T4 BONUS 1.0 MW 1000-200 54.2!O! hub: 50,0 m (TOT: 77,1 m) (10) 0:00 0:00 T5 WINWIND WWD-3-D90 3000 90.0!-! hub: 90,0 m (TOT: 135,0 m) (12) 14:43 3:50 T6 WINWIND WWD-3-D100 3000 100.0!-! hub: 100,0 m (TOT: 150,0 m) (13) 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: Tahkoluoto SHADOW - Calendar, graphical Calculation: Receptor, Tahkoluoto merituulipuisto + Kirrinsanta + Nykyiset WindPRO version 2.9.269 Nov 2013 Printed/Page 6.2.2014 12:28 / 1 Liite 5.1 4.2 (3/3) Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 6.2.2014 12:27/2.9.269 1 Tahkoluoto: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (1) 23:30 23:00 22:30 22:00 21:30 21:00 20:30 20:00 19:30 19:00 18:30 18:00 17:30 17:00 16:30 16:00 15:30 15:00 14:30 Time 14:00 13:30 13:00 12:30 12:00 11:30 11:00 10:30 10:00 9:30 9:00 8:30 8:00 7:30 7:00 6:30 6:00 5:30 5:00 4:30 4:00 tammi helmi maalis huhti touko kesä heinä Month elo syys loka marras joulu tammi 2 Ketara: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (2) 23:30 23:00 22:30 22:00 21:30 21:00 20:30 20:00 19:30 19:00 18:30 18:00 17:30 17:00 16:30 16:00 15:30 15:00 14:30 Time 14:00 13:30 13:00 12:30 12:00 11:30 11:00 10:30 10:00 9:30 9:00 8:30 8:00 7:30 7:00 6:30 6:00 5:30 5:00 4:30 4:00 tammi helmi maalis huhti touko kesä heinä Month elo syys loka marras joulu tammi WTGs 9: GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (10) 10: GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (11) 13: GAMESA G128 4500 128.0!O! hub: 120,0 m (TOT: 184,0 m) (14) T1: BONUS 2.0 MW 2000 76.0!O! hub: 80,0 m (TOT: 118,0 m) (11) T5: WINWIND WWD-3-D90 3000 90.0!-! hub: 90,0 m (TOT: 135,0 m) (12) 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