HUMPPILAN - URJALAN TUULIVOIMAPUISTO VÄLKEMALLINNUS

Vastaanottaja Voimamylly Oy Asiakirjatyyppi Raportti Päivämäärä 27.1.2015 Viite 82142159 HUMPPILAN - URJALAN TUULIVOIMAPUISTO VÄLKEMALLINNUS

HUMPPILAN - URJALAN TUULIVOIMAPUISTO VÄLKEMALLINNUS Päivämäärä 27.1.2015 Laatija Tarkastaja Arttu Ruhanen ne Ristolainen Välkemallinnus tuulivoimahankkeen kaavoitustyötä varten Sisältää Maanmittauslaitoksen Maastotietokannan 04/2013 aineistoa. http://www.maanmittauslaitos.fi/avoindata_lisenssi_versio1 _20120501 Viite 82142159 Ramboll Niemenkatu 73 15140 LAHTI T +358 20 755 611 F +358 20 755 7801 www.ramboll.fi

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

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

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

VÄLKEMALLINNUS 3 lessa pysähdyksissä tuulivoimala ei aiheuta liikkuvaa varjoa. Roottorin asento voi rajoittaa paljonkin voimalan takana olevaa välkealueen kokoa. Myös tuulen suunnan painaessa lavan tason samansuuntaiseksi kuin auringon ja katselupisteen välinen jana, tuulivoimala ei aiheuta välkevaikutusta. Real Case laskennoissa huomioidaan alueen tuulisuus- ja auringonpaistetiedot. Worst case - tuloksista tehdään vähennykset auringonpaistetietoihin ja käyttötuntitietoihin (tuulensuunta sektoreittain) perustuen, josta saadaan Real case -tulos. Säähavaintotietoina käytettiin Ilmatieteen laitoksen Jokioisten Observatorion keskiarvoisia auringonpaisteisuustietoja sekä tuulensuuntatietoja ilmastolliselta vertailukaudelta 1981 2010 [6]. Voimalan roottorin on oletettu tässä laskennassa liikkuvan 80 % vuoden tunneista. 4.4 Maastomalli Maastomalli on laadittu Maanmittauslaitoksen maastotietokannan korkeusaineistolla, jossa korkeuskäyrät ovat 2,5 metrin välein. Maastomallissa ei huomioitu puustoa tai rakennuksia. 4.5 Tuulivoimalatiedot Laskennoissa huomioitiin 17 tuulivoimalaitosta (layout 2.12.2014). Tuulivoimaloiden napakorkeus oli 144 metriä ja roottorin halkaisijana käytettiin 131 metriä. Taulukko 2. Tuulivoimalaitosten koordinaatit (ETRS-TM35FIN) Tunnus X Y 1 301094 6765979 3 302113 6765742 4 302557 6765555 5 300566 6766876 6 300896 6766481 7 301045 6766993 8 301491 6766302 9 301616 6767273 10 301516 6767828 11 303856 6766838 12 304174 6767637 13 304668 6767355 14 305273 6767550 15 305638 6766771 16 304780 6768380 17 305183 6767955 18 306003 6766303 5. MALLINNUSTULOKSET JA TULOSTEN TULKINTA Välkekartta joka on esitetty liitteessä 1, tehtiin Real Case laskennasta. Välkevyöhykelaskennan lisäksi tehtiin reseptoripistelaskentoja 18 reseptoripisteeseen. Reseptoripistelaskentojen tulokset on esitetty liitteessä 2. Ajankohdat milloin välkettä voi teoriassa reseptoripisteissä esiintyä on esitetty liitteessä 3. Välkevaikutusalueilla olevien rakennusten lukumäärät laskettiin välkekartasta. Taulukko 3. Välkevaikutusalueille jäävien rakennusten lukumäärät Rakennustyyppi Real Case laskenta, h/v 8-10 h/v >10 h/v Asuinrakennus 3 5 Lomarakennus 3 22

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

VÄLKEMALLINNUS 5 LIITTEET Liite 1 Liite 2 Liite 3 Real Case -laskennalliset välkevyöhykkeet Reseptoripistelaskennan tulokset Kalenteri välkkeen mahdollisen esiintymisen ajankohdista reseptoripisteissä LÄHTEET 1. Tuulivoimarakentamisen suunnittelu, Ympäristöhallinnon ohjeita 4/2012 2. Hinweise zur Ermittlung und Beurtelung der optischen Immissionen von Windenergianlagen, WEA-Shattenwurf-Hinweise 3. Vindkraftshandboken - Planering och prövning av vindkraftverk på land och i kustnära vattenområden 4. Danish Wind Industry Association 5. WindPRO 2.8 User Manual 6. Ilmatieteen laitos, Tilastoja Suomen ilmastosta 1981-2010, Raportteja 2012:1

LIITE 1

LIITE 2 (1/2) Project: Humppila SHADOW - Main Result Calculation: Receptor H144 D120, Humppila-Urjala layout 2014-12-02 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 2.9.285 2014 Printed/Page 27.1.2015 16:42 / 1 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 27.1.2015 16:31/2.9.285 Minimum sun height over horizon for influence 3 Day step for calculation 1 days step for calculation 1 minutes Sunshine probability S (Average daily sunshine hours) [] 1,16 2,52 4,19 6,43 8,42 8,50 8,58 6,71 4,57 2,52 1,10 0,81 Operational time N NE E SE S SW W NW Sum 727 587 727 727 1 077 1 498 867 797 7 007 Idle start wind speed : Cut in wind speed from power curve A ZVI (Zones of Visual Influence) calculation is performed before flicker calculation so non visible WTG do not contribute to calculated flicker values. A WTG will be visible if it is visible from any part of the receiver window. The ZVI calculation is based on the following assumptions: Height contours used: Height Contours: korkeusviivat.wpo (1) Obstacles used in calculation Eye height: 1,5 m Scale 1:100 000 Grid resolution: 10,0 m New WTG Shadow receptor WTGs ETRS 89 Zone: 35 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] 1 301 094 6 765 979 137,7 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 3 302 113 6 765 742 135,0 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 4 302 557 6 765 555 130,0 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 5 300 566 6 766 876 130,0 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 6 300 896 6 766 481 123,8 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 7 301 045 6 766 993 137,5 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 8 301 491 6 766 302 138,8 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 9 301 616 6 767 273 123,8 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 10 301 516 6 767 828 120,0 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 11 303 856 6 766 838 140,0 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 12 304 174 6 767 637 142,5 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 13 304 668 6 767 355 140,0 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 14 305 273 6 767 550 131,1 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 15 305 638 6 766 771 135,0 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 16 304 780 6 768 380 135,0 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 17 305 183 6 767 955 126,8 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 18 306 003 6 766 303 146,8 NORDEX N131/3000 3000 131...Yes NORDEX N131/3000-3 000 3 000 131,0 144,0 1 721 10,3 Shadow receptor-input ETRS 89 Zone: 35 No. East North Z Width Height Height Degrees from Slope of Direction mode a.g.l. south cw window [m] [m] [m] [m] [ ] [ ] 1 300 353 6 765 715 102,5 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 2 303 197 6 765 750 117,5 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 3 300 199 6 766 392 102,5 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 4 302 262 6 766 530 121,7 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 5 302 983 6 766 602 130,0 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 6 304 777 6 766 338 133,7 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 7 306 780 6 765 860 135,1 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 8 299 994 6 767 116 105,3 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 9 300 667 6 767 698 128,9 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" To be continued on next page... 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: Humppila SHADOW - Main Result Calculation: Receptor H144 D120, Humppila-Urjala layout 2014-12-02...continued from previous page ETRS 89 Zone: 35 No. East North Z Width Height Height Degrees from Slope of Direction mode a.g.l. south cw window [m] [m] [m] [m] [ ] [ ] 10 302 378 6 767 488 142,5 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 11 302 967 6 767 167 133,1 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 12 301 307 6 768 707 110,6 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 13 301 402 6 768 527 115,0 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 14 303 480 6 768 565 126,4 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 15 303 992 6 768 703 131,2 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 16 302 885 6 769 362 126,3 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 17 305 329 6 769 617 116,5 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" 18 304 917 6 770 299 117,3 1,0 1,0 1,0-180,0 90,0 "Green house mode" WindPRO version 2.9.285 2014 Printed/Page 27.1.2015 16:42 / 2 LIITE 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: 27.1.2015 16:31/2.9.285 Calculation Results Shadow receptor Shadow, worst case Shadow, expected values No. Shadow hours Shadow days Max shadow Shadow hours per year per year hours per day per year [h/year] [days/year] [h/day] [h/year] 1 78:48 86 1:06 17:58 2 45:23 64 1:06 8:04 3 89:19 194 0:49 19:07 4 121:27 206 1:10 16:39 5 92:11 240 0:54 15:09 6 78:33 132 1:01 17:30 7 68:32 88 0:58 14:50 8 91:35 173 1:17 15:59 9 148:30 220 1:16 18:22 10 70:54 162 0:50 11:43 11 82:16 242 0:35 13:14 12 43:06 102 0:35 3:44 13 77:58 118 0:46 7:19 14 29:45 72 0:46 4:09 15 71:05 159 0:51 8:02 16 0:00 0 0:00 0:00 17 30:20 80 0:32 2:32 18 0:00 0 0:00 0:00 Total amount of flickering on the shadow receptors caused by each WTG No. Name Worst case Expected [h/year] [h/year] 1 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (159) 83:17 16:24 3 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (158) 74:45 8:38 4 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (157) 99:05 11:21 5 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (162) 81:41 10:34 6 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (161) 92:26 15:29 7 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (163) 85:43 12:26 8 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (160) 97:58 16:26 9 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (164) 114:13 17:41 10 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (165) 121:39 19:20 11 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (168) 83:12 16:59 12 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (170) 66:13 9:10 13 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (169) 24:19 3:00 14 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (171) 0:00 0:00 15 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (167) 63:28 14:13 16 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (173) 47:03 6:25 17 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (172) 20:33 2:03 18 NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (166) 56:45 12:06 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 3 (1/3) Project: Humppila SHADOW - Calendar, graphical Calculation: Receptor H144 D120, Humppila-Urjala layout 2014-12-02 WindPRO version 2.9.285 2014 Printed/Page 27.1.2015 16:44 / 1 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 27.1.2015 16:31/2.9.285 1: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (46) 2: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (45) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 3: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (47) 4: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (48) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (49) 6: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (50) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 WTGs 4: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (157) 3: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (158) 1: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (159) 8: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (160) 6: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (161) 7: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (163) 9: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (164) 18: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (166) 15: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (167) 11: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (168) 12: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (170) 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 3 (2/3) Project: Humppila SHADOW - Calendar, graphical Calculation: Receptor H144 D120, Humppila-Urjala layout 2014-12-02 WindPRO version 2.9.285 2014 Printed/Page 27.1.2015 16:44 / 2 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 27.1.2015 16:31/2.9.285 7: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (60) 8: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (61) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 9: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (51) 10: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (62) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (52) 12: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (54) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 WTGs 4: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (157) 3: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (158) 1: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (159) 8: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (160) 6: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (161) 5: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (162) 7: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (163) 9: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (164) 10: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (165) 18: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (166) 15: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (167) 11: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (168) 13: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (169) 12: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (170) 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 3 (3/3) Project: Humppila SHADOW - Calendar, graphical Calculation: Receptor H144 D120, Humppila-Urjala layout 2014-12-02 WindPRO version 2.9.285 2014 Printed/Page 27.1.2015 16:44 / 3 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI-15140 Lahti +358 20 755 7170 Arttu Ruhanen / arttu.ruhanen@ramboll.fi Calculated: 27.1.2015 16:31/2.9.285 13: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (53) 14: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (55) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 15: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (56) 16: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (58) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 17: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (59) 18: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: -180,0 Slope: 90,0 (63) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 WTGs 7: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (163) 9: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (164) 10: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (165) 13: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (169) 12: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (170) 17: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (172) 16: NORDEX N131/3000 3000 131.0!O! hub: 144,0 m (TOT: 209,5 m) (173) 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