Tuulivoimakohteen melu-, välkevarjostusja näkyvyysmallinnukset Lestijärvi, turbiiniryhmä 2 Erkki Heikkola, Mika Laitinen, Riku Suutari Numerola Oy
Tulosten käyttö- ja jakeluoikeudet Tämä raportti on luottamuksellinen ja laadittu yksinomaan raportissa mainitun vastaanottajan käyttöön. Asiakas voi kuitenkin käyttää tämän selvityksen tuloksia lähtötietoina raportissa mainitun kohteen tuulivoimaan liittyvissä jatkoselvityksissä ja suunnittelutyössä (ympäristöselvitykset, kaavoitus jne.) sekä hankkeiden toimijoiden valinnassa. Tulosten jakelu selvitysten osapuolille (esim. hankekehittäjä, kaavoittaja, viranomaiset) on myös sallittu luottamuksellisena, mutta tieto jakelusta on toimitettava Numerola Oy:lle. Muutoin aineiston esittely ja jakaminen edellyttävät Numerolan lupaa. 2
Projektiraportin nimi ja kirjoittajat Tuulivoimakohteen melu-, välkevarjostus- ja näkyvyysmallinnukset: Lestijärvi, turbiiniryhmä 2 Erkki Heikkola, Mika Laitinen, Riku Suutari, Numerola Oy Vastaanottaja YIT Rakennus Oy Mika Virtanen Aineiston käyttöoikeus Sisältää Maanmittauslaitoksen avoimen tietoaineiston lisenssin - versio 1.0-1.5.2012 (http://www.maanmittauslaitos.fi/avoindata_lisenssi_versio1_20120501) alaista materiaalia. Tiivistelmä Raportti sisältää arviot Lestijärven kunnan alueelle suunnitellun 43 tuulivoimalan kokonaisuuden (turbiiniryhmä 2) aiheuttamista melu-, välkevarjostus- ja näkyvyysvaikutuksista. Arvioinnit tehdään laskennallisten menetelmien avulla. Tuulivoimaloiden aiheuttama melutaso lasketaan turbiinityypin Nordex N131 3 MW valmistajan ilmoittamalla maksimiäänitehotasolla 104,5 db(a) sekä äänitehotasojen taajuusjakaumalla. Melumallinnuksessa noudatetaan ympäristöministeriön julkaisemaa mallinnusohjeistusta. Välkevaikutuksen laskennassa huomioidaan paikalliset meteorologiset aineistot tuulisuusjakaumasta ja auringonpaisteen määrästä. Tulosten arvioinnissa käytetään ympäristöhallinnon esittämiä ohjearvoja tuulivoimarakentamisen suunnitteluun. Paikka ja aika Jyväskylä 12.1.2015 Projektin vastuuhenkilöt Erkki Heikkola Asiatarkastus Pasi Tarvainen 3
Sisällysluettelo 1 Johdanto... 5 2 Melumallinnus... 7 2.1 Melumallinnusohjeistus... 7 2.2 Ohjearvot... 8 2.3 Kokonaismelun mallinnus... 9 2.4 Matalataajuisen melun mallinnus... 13 3 Välkevarjostusmallinnus... 15 3.1 Välkevarjostus... 15 3.2 Ohjearvot... 15 3.3 Mallinnusmenetelmä ja lähtöaineisto... 15 3.4 Välkevarjostusvaikutus... 17 4 Näkyvyysanalyysi... 19 5 Johtopäätökset... 21 6 Yhteenveto melumallinnuksen tiedoista... 22 7 Kiinteistökohtaiset äänitasot ja välketunnit... 23 8 Välkevaikutusten ajoittuminen... 25 4
1 Johdanto Tässä selvityksessä arvioidaan Lestijärven kunnan alueelle suunnitellun 43 tuulivoimalan aiheuttaman äänen, välkevarjostuksen ja näkyvyyden vaikutusta. Turbiiniryhmä 2 on osa Lestijärvelle suunnitellun 109 voimalan kokonaisuutta. Turbiinien paikat on esitetty kuvassa (Kuva 1) ja koordinaatit on annettu taulukossa (Taulukko 1). Karttaan on merkitty turbiinien sijoittelussa käytetyn alueen rajat. Analyysit perustuvat turbiinityypin Nordex N131 3 MW valmistajan ilmoittamiin teknisiin tietoihin (maksimiäänitehotaso 104,5 db(a), roottorin halkaisija 131 m, napakorkeus 144 m). Kuva 1: Ryhmän 2 tuulivoimaloiden sijainnit Lestijärvellä. 5
Taulukko 1: Turbiiniryhmän 2 sijaintikoordinaatit ETRS-TM35FIN-koordinaatistossa ja maaston korkeus turbiinipaikoilla. Turbiini E N korkeus [m] T1 389851 7034391 160,8 T2 390300 7034230 162,7 T3 390734 7034096 164,4 T4 388221 7038064 152,9 T6 388708 7037759 158,0 T7 387127 7037352 160,5 T8 387449 7036980 159,4 T9 387974 7036954 158,0 T10 388464 7036777 157,8 T11 386211 7037314 157,1 T12 385490 7037213 157,6 T13 384678 7037071 159,6 T14 385014 7036832 158,8 T15 385666 7036790 159,5 T16 386099 7036638 160,3 T17 386671 7036759 163,5 T18 387722 7036385 165,0 T19 388709 7036001 165,2 T20 386288 7035962 171,2 T21 387177 7035952 166,8 T22 388001 7035543 165,0 T23 388764 7035509 168,8 T24 385874 7035458 164,0 T25 386552 7035513 172,8 T26 387105 7035457 170,1 T27 388295 7035029 166,4 T28 388874 7034862 162,5 T29 387377 7035091 168,8 T30 387650 7034804 170,2 T31 385956 7035043 165,4 T32 386275 7034600 167,1 T33 386870 7034682 170,8 T34 387177 7034428 175,7 T35 384363 7034842 160,7 T36 385439 7034701 168,2 T37 385715 7034353 170,4 T38 384897 7034415 162,5 T39 385203 7033960 163,3 T99 385756 7033892 165,5 T108 386932 7036392 164,7 T109 387947 7035983 165,4 T110 386420 7033944 171,2 T112 388105 7037495 154,9 6
2 Melumallinnus Tuulivoimalaitosten melu aiheutuu pääosin lapojen tuottamasta aerodynaamisesta laajakaistaisesta (60-4 000 Hz) melusta 1,2. Muita melulähteitä ovat sähköntuotantokoneiston yksittäiset osat (esim. vaihteisto ja generaattori), jotka tuottavat pääosin mekaanista melua. Tätä on pystytty tehokkaasti vaimentamaan, kun taas lapojen aerodynaamiseen meluun on vaikeampaa vaikuttaa. Aerodynaaminen melu on hallitseva varsinkin suurilla turbiineilla, ja se on lapojen pyörimisen vuoksi jaksottaista ja sisältää myös matalataajuisia komponentteja. Tuulivoimaloiden aiheuttaman melun voimakkuuteen, taajuuteen ja ajalliseen vaihteluun vaikuttavat erityisesti voimalatyyppi, voimaloiden lukumäärä, niiden etäisyys tarkastelupisteeseen ja tuulen nopeus. Melun leviäminen ympäristöön riippuu paikallisten maasto-olosuhteiden lisäksi hetkellisistä sääoloista kuten tuulen nopeudesta ja ilmakehän tasapainotilasta. Tarkempia taustatietoja tuulivoimaloiden aiheuttaman melun syntymekanismeista, luonteesta ja vaikutuksista on koottuna julkaisuihin 1,2,3. Ympäristöministeriö on julkaissut 28.2.2014 ohjeen tuulivoimaloiden melun mallintamiseen 4. Ohjeessa on annettu tietoja mallinnusmenettelyistä arvioitaessa tuulivoimaloiden aiheuttamaa melukuormitusta ympäristönsuojelulain täytäntöönpanossa ja soveltamisessa sekä maankäyttö- ja rakennuslain mukaisissa menettelyissä. Ohjeissa määritellään yksityiskohtaisesti käytettävät mallit, niiden parametrit ja lähtötiedot sekä tulosten esittämistavat. Yksityiskohtainen ohjeistus on koettu tarpeelliseksi, jotta mallinnustulokset olisivat aina tekijöistä riippumatta vertailukelpoisia keskenään. Tämän raportin melumallinnus on toteutettu ympäristöministeriön mallinnusohjeistuksen mukaisesti. 2.1 Melumallinnusohjeistus Melumallinnuksen lähtötietona tulisi käyttää valmistajan ilmoittamia ja standardin IEC TS 61400-1 mukaisten mittausten perusteella määritettyjä äänitehotason tunnus- tai takuuarvoja (valmistajan ilmoittama declared value tai warranted level, jossa varmuus melupäästön mahdollisessa verifioinnissa on noin 95 %). Äänitehotasot on ilmoitettava 1/3-oktaaveittain keskitaajuuksilla 20-10 000 Hz ja oktaaveittain keskitaajuuksilla 31,5-8 000 Hz, ja ne tulee olla saatavilla 10 m:n referenssikorkeutta vastaavilla tuulen nopeuksilla 8 m/s ja 10 m/s. Melumallinnuksen epävarmuus on tarkastelussa ja ohjeistuksessa sisällytetty laskennassa käytettyyn tuuliturbiinien melupäästön arvoon, jolloin mallinnustuloksia voidaan suoraan verrata suunnitteluohjearvoihin ilman erillistä epävarmuustarkastelua, ja äänen etenemisen ja ympäristöolosuhteiden mallinnukseen voidaan käyttää vakioituja sää- ja ympäristöolosuhdearvoja. Lisäksi tiedossa tulee olla melupäästöön mahdollisesti liittyvät erityisen häiritsevät melukomponentit: melun kapeakaistaisuus, melun impulssimaisuus ja merkityksellinen sykintä (amplitudimodulaatio). Melun impulssimaisuuden ja merkityksellisen sykinnän vaikutukset oletetaan sisältyvän valmistajan ilmoittamiin melupäästön takuuarvoihin, eikä mallinnusohjeistuksessa edellytetä niiden erillistä tarkastelua. Mikäli tuuli- 1 C. Di Napoli: Tuulivoimaloiden melun syntytavat ja leviäminen, Suomen Ympäristö 4, 2007. 2 S. Uosukainen: Tuulivoimaloiden melun synty, eteneminen ja häiritsevyys, VTT Tiedotteita 2529, 2010. 3 D. Siponen: Noise Annoyance of Wind Turbines, VTT Research Report VTTR-00951-11, 2011. 4 Tuulivoimaloiden melun mallintaminen, Ympäristöhallinnon ohjeita 2 2014, Ympäristöministeriö. 7
voimalan melupäästön tiedetään sisältävän kapeakaistaisia komponentteja, laskennan lähtöarvoihin voidaan lisätä sanktio. Käytettävän turbiinityypin melupäästön ei tiedetä sisältävän tonaalisia komponentteja, joten lähtöarvoina käytetään valmistajan ilmoittamaa kokonaisäänitehotasoa sekä sitä vastaavaa taajuusjakaumaa. Äänen etenemislaskennassa käytetään ohjeen mukaisia ISO 9613-2 -standardiin perustuvia sää- ja ympäristöolosuhdearvoja. Maaston pinnan laatu ja muoto otetaan mallinnuksessa erillisinä huomioon. Lisäksi pienitaajuisen äänen eteneminen tulee mallintaa erikseen ohjeistuksessa määritellyn erillislaskennan avulla, joka perustuu Tanskassa annettuun ohjeistukseen, jonka parametreja on mukautettu Suomen olosuhteisiin 5. Laskennassa otetaan huomioon geometrinen etäisyysvaimennus sekä ohjeistuksen mukaiset ilmakehän absorption ja maastovaikutuksen parametrit. Pienitaajuisen äänen tarkastelu tehdään erikseen 1/3-oktaaveittain taajuusalueella 20-200 Hz melulle merkittävimmin altistuvien kohteiden (rakennusten) ulkopuolella. Laskennan tarkoituksena on tuottaa tieto ulkomelutasoista terssikaistoittain, ja sen perusteella voidaan arvioida rakennuksen sisämelutaso oletetulla ääneneristävyydellä. 2.2 Ohjearvot Valtioneuvosto on antanut päätöksessään 993/1992 melutason yleiset ohjearvot 6. Päätöstä sovelletaan meluhaittojen ehkäisemiseksi ja ympäristön viihtyisyyden turvaamiseksi maankäytön, liikenteen ja rakentamisen suunnittelussa sekä rakentamisen lupamenettelyissä. Ohjearvot määritetään melun A- painotettuina päivä- (klo 07-22) ja yöajan (klo 22-07) ekvivalenttimelutasoina ulkoalueille asumiseen käytettävillä alueilla. Valtioneuvoston päätös on lainvoimainen. Ympäristöministeriön ohjeissa tuulivoiman suunnittelulle 7 on määritelty vastaavat ohjearvot tuulivoimatuotannon suunnittelulle. Ympäristöhallinnon antamat suunnitteluohjearvot eivät ole lainvoimaisia. Sekä valtioneuvoston päätöksen että ympäristöhallinnon antamissa ohjearvoissa määritellään, että mikäli tuulivoimalan ääni sisältää tonaalisia, kapeakaistaisia tai impulssimaisia komponentteja, tai että se on selvästi amplitudimoduloitunutta, mallinnustuloksiin lisätään 5 db ennen ohjearvoon vertaamista. Uuden melumallinnusohjeistuksen mukaan näiden vaikutusten oletetaan lähtökohtaisesti sisältyvän valmistajan ilmoittamiin melupäästön takuuarvoihin, eikä niihin liittyvää sanktiota edellytetä tehtäväksi. Suositusarvot on koottuna taulukkoon (Taulukko 2). 5 J. Jakobsen: Danish regulation for low frequency noise from wind turbines, Journal of Low Frequency Noise, Vibration and Active Control 31(4), 2012. 6 VNp 993/92. Valtioneuvoston päätös melutason ohjearvoista. Annettu 29.10.1992. 7 Tuulivoimarakentamisen suunnittelu, Ympäristöhallinnon ohjeita 4 2012, Ympäristöministeriö, 2012. 8
Taulukko 2: Mallinnustulosten arvioinnissa sovellettavat ohjearvot. Asumiseen käytettävillä alueilla, virkistysalueilla taajamissa ja taajamien välittömässä läheisyydessä sekä hoito- ja oppilaitoksia palvelevilla alueilla (VNp993/92) Loma-asumiseen käytettävillä alueilla, leirintäalueilla, taajamien ulkopuolella olevilla virkistysalueilla ja luonnonsuojelualueilla (VNp993/92) Asumiseen käytettävät alueet, loma-asumiseen käytettävät alueet taajamissa, virkistysalueet (Ympäristöhallinnon ohjeita 4 2012) Loma-asumiseen käytettävät alueet taajamien ulkopuolella, leirintäalueet, luonnonsuojelualueet (yöarvoa ei sovelleta) (Ympäristöhallinnon ohjeita 4 2012) Päivä 07-22 L Aeq [db] Yö 22-07 L Aeq [db] 55 50 45 40 45 40 40 35 Mikäli tuulivoimalan ääni sisältää tonaalisia, kapeakaistaisia tai impulssimaisia komponentteja, tai se on selvästi amplitudimoduloitunut, mallinnustuloksiin lisätään 5 db ennen ohjearvoon vertaamista. Tuulivoimaloiden aiheuttaman matalataajuisen melun arviointiin ei ole Suomessa annettu ohjearvoja. Asumisterveysohje antaa ohjeelliset enimmäisarvot pienitaajuiselle yöaikaiselle melulle sisätiloissa 8. Ohjearvot on annettu terssikaistoittain painottamattomille tunnin keskiäänitasoille, ja ne on lueteltu taulukossa (Taulukko 3). Ohjeistuksen mukaiset mallinnustulokset vastaavat pienitaajuisen melun tasoa ulkotiloissa, joten ne eivät ole suoraan verrannollisia Asumisterveysohjeen arvoihin. Ulkomelutasojen avulla voidaan kuitenkin arvioida sisämelutasoja, kun rakennuksen vaipan ääneneristävyys tunnetaan riittävällä tarkkuudella. Taulukko 3: Asumisterveysohjeen ohjearvot sisämelulle terssikaistoittain. Desibeliarvot ovat taajuuspainottamattomia. Taajuus [Hz] 20 25 31,5 40 50 63 80 100 125 160 200 Äänitaso L Aq,1h [db] 74 64 56 49 44 42 40 38 36 34 32 2.3 Kokonaismelun mallinnus Tuulivoimaloiden kokonaismelun mallinnus on suoritettu SoundPLAN-ohjelmistolla (versio 7.2) ISO 9613-2 - laskentastandardin mukaisesti. Mallinnuksessa on käytetty turbiinityypin Nordex N131 3 MW valmistajan ilmoittamaa maksimiäänitehotasoa 104,5 db(a) ja äänen taajuusjakaumaa sekä napakorkeutta 144 m. Näyttöä turbiinityypin melun kapeakaistaisuudesta, impulssimaisuudesta tai amplitudimodulaatiosta ei ole tiedossa, joten siihen liittyvää sanktiota ei ohjeistuksen mukaan tule huomioida. Maaston korkeusaineistona on käytetty Maanmittauslaitoksen aineistoa Korkeusmalli 10 m, jonka pystysuuntainen tarkkuus on 1,4 m ja vaakasuuntainen resoluutio 10 m. Melutasot tuulivoimaloiden ympäristössä laskettiin hilapisteistöön, jonka korkeus on (ohjeistuksen mukaisesti) 4 m maanpinnasta ja vaakaresoluutio 10 m. Ilmakehän absorption aiheuttama vaimennus, äänen suuntaavuus ja sääolo- 8 Asumisterveysohje. Asuntojen ja muiden oleskelutilojen fysikaaliset, kemialliset ja mikrobiologiset tekijät. Sosiaali- ja terveysministeriön oppaita 2003. 9
suhteiden vaikutus äänen etenemiseen on määritetty ympäristöministeriön ohjeistusten mukaisesti. Tuulivoimalan sijoituspaikan ympäristössä maaston vaikutuskerroin on ollut maa-alueilla 0,4 ja vesialueilla 0,0. Korkeuserot tuulivoimaloiden ja melulle altistuvien rakennusten välillä ovat alle 60 m, joten maanpinnan muotoon liittyvää korjausta ei ole tehty. Akustisen laskennan lähtötiedoista ja parametreista on tehty yhteenveto lukuun 6. Kuvassa (Kuva 2) on esitetty Lestijärven 109 voimalan kokonaisuutta lähimpänä (alle 2 km etäisyydellä) sijaitsevien asuin- ja lomarakennusten sijainnit turbiiniryhmän 2 ympäristössä. Näiden rakennusten kohdilla on laskettu voimaloiden aiheuttamat äänitasot ja verrattu tasoja ympäristöhallinnon ohjeissa annettuihin ohjearvoihin. Kuva 2: Tuulivoimaloita lähimpänä sijaitsevat asuin- ja lomarakennukset. Meluvaikutus Ryhmän 2 turbiinien aiheuttama mallinnettu A-painotettu kokonaisäänitaso on esitetty karttakuvana (Kuva 3). Alueen rakennustieto perustuu Maanmittauslaitoksen maastotietokannan aineistoon, jossa on eritelty alueen asuinrakennukset ja loma-asunnot. Tietoja rakennusten käyttötarkoituksesta on täydennetty asiakkaalta saatujen tietojen perusteella. Karttakuviin on merkitty A-painotettujen äänitasojen 35 db, 40 db, 45 db ja 50 db mukaiset vyöhykkeet. Nämä ovat tulosten arvioinnissa käytettäviä ohjeellisia melutasoja. 10
Mallinnustulosten perusteella melutasot jäävät ohjearvojen alapuolelle kaikkien alueen rakennusten kohdilla. Kokonaismelun äänitasoja lähimpien asuin- ja lomarakennusten kohdilla verrattuna ympäristöhallinnon antamiin ohjearvoihin on havainnollistettu kaaviokuvissa (Kuva 4 ja Kuva 5). Raportin luvussa 7 on lueteltu kokonaismelun tasot niiden asuin- ja lomarakennusten kohdilla, joilla taso ylittää 30 db(a) (31 asuinrakennusta ja 3 lomarakennusta). Kuva 3: A-painotetut äänitasot turbiinin Nordex N131 äänitehotasolla 104,5 db(a). 11
<-5 6-7 8-9 10-11 12-13 14-15 16-17 18-19 20-21 22-23 24-25 26-27 28-29 30-31 32-33 34-35 36-37 38-39 40-41 42-43 44-45 Loma-asuntoja [kpl] <-5 6-7 8-9 10-11 12-13 14-15 16-17 18-19 20-21 22-23 24-25 26-27 28-29 30-31 32-33 34-35 36-37 38-39 40-41 42-43 44-45 Asuinrakennukset [kpl] 60 A-painotettu kokonaisäänitaso ympäristön asuinrakennuksilla 50 40 30 20 Ohjearvoylitys Turbiiniryhmä 2 10 0 Kokonaisäänitaso [db(a)] Kuva 4: Asuinrakennusten lukumäärät eri kokonaismeluvyöhykkeillä turbiiniryhmän 2 tapauksessa. 40 A-painotettu kokonaisäänitaso ympäristön lomaasunnoilla 35 30 25 20 15 10 Ohjearvoylitys Turbiiniryhmä 2 5 0 Kokonaisäänitaso [db(a)] Kuva 5: Loma-asuntojen lukumäärät eri kokonaismeluvyöhykkeillä turbiiniryhmän 2 tapauksessa. 12
2.4 Matalataajuisen melun mallinnus Matalataajuisen melun laskenta on suoritettu ympäristöministeriön mallinnusohjeistuksen mukaisesti 4. Laskennan lähtötietona on käytetty valmistajan ilmoittamaa äänitehotasojen taajuusjakaumaa 1/3- oktaaveittain taajuuksille 20-200 Hz. Mallinnuksen tuloksena saatavat äänitasot ovat taajuuspainottamattomia. Meluvaikutus Matalataajuisen melun arvioinnissa käytetään Suomen asumisterveysohjeissa määriteltyjä taajuuskohtaisia ohjearvoja, jotka antavat ohjeelliset yöaikaiset sisämelutasot pienitaajuiselle melulle (Taulukko 3). Ympäristöministeriön ohjeistuksen mukainen mallinnus antaa matalataajuisen ulkomelun tasot voimaloita lähimpien kiinteistöjen kohdilla. Tulokset eivät siis ole suoraan vertailukelpoisia ohjearvojen kanssa, vaan tulkinnassa pitää huomioida myös rakennusten ulkovaipan ääneneristävyys. Ympäristöministeriön ohjeiden mukainen matalataajuisen melun laskenta perustuu Tanskan ympäristöhallinnon ohjeissa esitettyyn menetelmään 5, jonka parametreihin on tehty joitakin Suomen olosuhteisiin perustuvia tarkennuksia. Tanskan menetelmässä (DSO1284) on määritelty rakennuksen ääneneristävyysparametri (ΔL σ ) taajuuskaistoittain, jolloin saadaan laskettua myös sisämelutasot ja ohjearvoihin verrannolliset mallinnustulokset. Taulukossa (Taulukko 4) on esitetty Tanskan ympäristöhallinnon ohjeissa annetut ääneneristävyyden arvot. Melutasoja tarkastellaan tuulivoima-alueen lähellä sijaitsevien rakennusten kohdilla. Lisäksi lasketaan sisämelutasot käyttäen Tanskan ohjeiden mukaisia ääneneristysarvoja ja verrataan tuloksia Asumisterveysohjeen ohjearvoihin. Laskennan taajuuskohtaisia tuloksia on havainnollistettu kaaviokuvassa (Kuva 6), jossa esitetään korkeimmat ympäristön rakennuksilla saavutetut sisämelun äänitasot verrattuna Asumisterveysohjeen ohjearvoihin. Kaavion perusteella voi todeta, että matalataajuisen melun äänitasot jäävät selkeästi ohjearvojen alapuolelle kaikilla alueen rakennuksilla. Matalataajuisen ulko- ja sisämelun tasot lähimpien asuin- ja lomarakennusten kohdilla on lueteltu raportin luvussa 7. Rakennusten lukumääriä eri matalataajuisen melun vyöhykkeillä on havainnollistettu kaaviokuvalla (Kuva 7), jossa jokaiselle alueen rakennukselle on laskettu taajuuksittain erotukset lasketun äänitason ja ohjearvon välillä ja haettu näistä arvoista suurin. Tämä lukema kuvaa altistuvan kohteen db-etäisyyttä annetuista ohjearvoista, ja se olisi positiivinen, mikäli ohjearvo ylittyisi jollakin taajuuskaistalla. Taulukko 4: Rakennuksen ääneneristävyyden arvoja taajuuskaistoittain. Taajuus [Hz] 20 25 31,5 40 50 63 80 100 125 160 200 Ääneneristävyys [db] (DSO1284) 6,6 8,4 10,8 11,4 13,0 16,6 19,7 21,2 20,2 21,2 22,4 13
-20 - -19-19 - -18-18 - -17-17 - -16-16 - -15-15 - -14-14 - -13-13 - -12-12 - -11-11 - -10-10 - -9-9 - -8-8 - -7-7 - -6-6 - -5-5 - -4-4 - -3-3 - -2-2 - -1-1 - 0 0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5 -> Rakennuksia [kpl] Äänitaso [db] 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Korkein äänitaso tarkastelukohteissa taajuuskaistoittain 20 25 31.5 40 50 63 80 100 125 160 200 Taajuuskaista [Hz] Ohjearvon ylitys Turbiiniryhmä 2 Kuva 6: Korkeimmat taajuuskohtaiset matalataajuisen melun äänitasot ympäristön rakennuksilla. Suurin erotus kohteiden sisätilojen äänentason ja ohjearvon välillä 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Ohjearvoylitys Turbiiniryhmä 2 Desibeliero ohjearvoon [db] Kuva 7: Matalataajuisen melun äänitasojen ero ohjearvoon verrattuna alueen rakennusten kohdalla. 14
3 Välkevarjostusmallinnus 3.1 Välkevarjostus Välkevarjostuksella tarkoitetaan tilannetta, jossa Aurinko paistaa tarkastelupisteeseen pyörivän roottorin läpi. Tällöin katselija havaitsee välkkyvän varjon, joka voi ulottua pisimmillään 1-3 km etäisyydelle voimalasta. Välkevaikutuksen etäisyyteen ja kestoon vaikuttavat tuulivoimalan korkeus ja roottorin halkaisija, vuoden- ja vuorokaudenaika, maaston muodot sekä näkyvyyttä rajoittavat tekijät kuten kasvillisuus ja pilvisyys. Välkevaikutuksen kohdistuminen tiettyyn kohteeseen voidaan ajoittaa tarkasti, joten välkevaikutusta voidaan rajoittaa ohjelmoimalla tuulivoimala pysähtymään välkkeen kannalta kriittisiksi ajoiksi. Suomen sijainnin vuoksi yksittäisen tuulivoimalan välkevaikutus kohdistuu valtaosin voimalan pohjoispuolelle (päiväaika) sekä lounais- ja kaakkoispuolille (aamu- ja ilta-ajat). Voimala aiheuttaa välkevaikutusta eteläpuolelleen vain, jos voimala sijaitsee joko Kravun kääntöpiirin eteläpuolella tai pohjoisen napapiirin pohjoispuolella. Välkevarjostuksen laskenta voi perustua joko ns. astronomisen maksimivälkkeen (worst case) tai todennäköisen tilanteen (real case) mallinnukseen. Astronomisen maksimivälkkeen laskennassa oletetaan, että päiväaikaan Aurinko paistaa jatkuvasti, tuulivoimalan roottori pyörii jatkuvasti, ja roottori on aina kohtisuorassa Aurinkoa kohden. Todennäköisen tilanteen mallinnuksessa otetaan huomioon paikallinen tilastollinen aineisto auringonpaisteen määrästä ja ajoittumisesta sekä tuulen suuntien ja nopeuksien jakautumisesta. Tämän selvityksen välkelaskenta perustuu todennäköisen tilanteen mallinnukseen. 3.2 Ohjearvot Tuulivoimaloiden varjostusvaikutukselle ei ole Suomessa määritelty ohjearvoja. Ympäristöministeriön ohjeissa tuulivoimapuiston suunnitteluun suositellaan käytettäväksi muiden maiden suosituksia välkemäärien osalta 7. Tanskassa on määritetty vuotuisen välketuntimäärän suositusarvoksi 10 h. Ruotsissa vastaava suositusarvo on 8 h ja korkeintaan 30 min päivässä 9. Näiden ohjearvojen käyttö edellyttää todennäköisen välketilanteen laskentaa. Mikäli välketuntien arvioinnissa käytetään laskennallista maksimituntimäärää, voidaan välkevaikutusten ohjearvona käyttää Saksassa käytettävää 30 h raja-arvoa. Tässä raportissa analysoitu välkevaikutus vastaa todellista odotettavissa olevaa välketuntimäärää, ja näin ollen suunnitteluohjearvona käytetään 8 tai 10 tuntia. 3.3 Mallinnusmenetelmä ja lähtöaineisto Tuulivoimaloiden aiheuttama vilkkuva varjostus (shadow flicker) arvioitiin geometrisella laskentamallilla, joka huomioi auringon paikan vuoden eri aikoina, tuulivoima-alueen maastonmuodot sekä tuuliturbiinien dimensiot (Numerola Oy:n implementoima malli). Laskennan tuloksena saadaan tieto siitä, kuinka monta tuntia vuodessa alueen eri kohteet ovat vilkkuvan varjostuksen alaisena. Tulosta havainnollistetaan tasa- 9 Boverket: Vindkraftshandboken, Planering och prövning av vindkraftverk på land och i kustnärä vattenområden, 2009. 15
arvokäyrästöllä, jonka perusteella voidaan arvioida varjostusvaikutusta tarkastelualueella. Laskennassa on käytetty aiemmin mainittua turbiinityyppiä ja -mitoituksia. Tarkastelualueiden maanpinnan korkeuserot on saatu Maanmittauslaitoksen aineistosta Korkeusmalli 25 m. Korkeusdatan resoluutio on 25 m ja tarkkuus 2 m. Laskennassa huomioitiin korkeuserot siten, että jos Auringon, turbiinin ja tarkastelupisteen kautta kulkeva jana leikkaa maanpintaa, niin varjostusta ei esiinny. Varjostusvaikutus laskettiin 1,5 m korkeudelle maanpinnasta. Auringonpaistekulman rajana horisontista käytettiin kolmea astetta, jonka alle menevää säteilyä ei oteta huomioon varjostuksessa. Turbiinin lapojen aiheuttama varjo heikkenee asteittain liikuttaessa etäämmälle turbiinista, eikä tietyn etäisyyden jälkeen varjo ole enää ihmissilmin havaittavissa. Tämä etäisyys riippuu turbiinin lavan leveydestä, ja esimerkiksi Ruotsin ja Saksan tuulivoimarakentamisen suunnitteluohjeistuksessa määritellään, että välkevarjostus huomioidaan mikäli lapa peittää vähintään 20 % Auringosta 9,10. Käytännössä tämä asettaa lavan leveydestä riippuvan maksimietäisyyden yksittäisen turbiinin aiheuttamalle välkevaikutukselle, eikä sen ulkopuolella välkevaikutusta ole. Tässä selvityksessä välkevaikutuksen rajaetäisyytenä käytetään 1721 m, joka on yleisesti käytetty etäisyysraja tarkastellulle turbiinityypille. Saksassa käytetään 20 % auringon peittoon perustuvan välkevarjostuksen maksimietäisyyden määrittämiseen laskentakaavaa: maksimietäisyys = (5 * d * w)/1 097 780, missä d on etäisyys Aurinkoon (150 000 000 km), ja w on lavan keskimääräinen leveys 10. Tällä laskentakaavalla 1721 m rajaetäisyys vastaa lavan 2,52 m keskimääräistä leveyttä. Nordex N131 3 MW:n turbiinin valmistajalta on saatu tieto, että turbiinityypin lavan keskimäärinen leveys on 2,337 m, joten mallinnustulokset todennäköisesti yliarvioivat turbiinien aiheuttamaa todellista välkevarjostusta. Todelliseen välkevaikutukseen vaikuttavat turbiinien käyttöaste, puusto ja paikallinen säätila (pilvisyys ja tuulisuus). Jos esimerkiksi tuulen suunta on kohtisuorassa Auringon ja tarkastelupisteen välistä linjaa vasten, ei varjostusvaikutusta esiinny. Varjostuksen laskennassa turbiinin orientaatio voidaan määrittää, jolloin roottori oletetaan tiettyyn suuntaan asetetuksi ympyrätasoksi. Laskenta on suoritettu kuudella eri turbiinien orientaatiolla. Tämä vastaa 12 tuulen suuntasektorin varjostustuloksia, sillä vastakkaiset tuulensuunnat aiheuttavat välkkeen kannalta efektiivisesti saman roottorin orientaation. Kullakin tuulen suunnalla laskettua välketuntimäärää on skaalattu Suomen tuuliatlaksesta saatavan suuntasektorin esiintymisfrekvenssillä ja suuntakohtaisesta nopeusjakaumasta määritellyn turbiinin käyntinopeuksien ajallisella osuudella. Käynnistysnopeutta alemmissa tai pysäytysnopeutta korkeammissa tuulissa turbiinit ovat paikallaan, jolloin roottorin pyörimisestä aiheutuvaa valon välkkymistä ei esiinny. Suomen tuuliatlaksen tuulisuusestimaatti on otettu tuulivoima-alueen keskeltä korkeudelta 150 m, ja sen perusteella lasketut suuntasektorikohtaiset osuudet turbiinin käyntinopeusvälille osuville tuulille on lueteltu taulukossa (Taulukko 5). Mallinnuksessa ei ole huomioitu paikallisen puuston vaikutusta turbiinien näkyvyyteen ja välkevaikutukseen. Suomen olosuhteissa puusto rajoittaa merkittävästi näkyvyyttä turbiineille ja vähentää vuotuista välkevaikutusta. 10 Hinweise zur Ermittlung und Beurteilung der optischen Immissionen von Windenergieanlagen, WEA-Schattenwurf- Hinweise, 2002. 16
Paikallinen pilvisyys on huomioitu skaalaamalla eri roottoriorientaatioilla laskettuja varjostusaikoja Seinäjoen Pelmaan sääasemalta mitattujen auringonpaistetuntien suhteellisella osuudella teoreettisesta maksimipaistetuntien määrästä 11. Mittausten perusteella lasketut kuukausittaiset auringonpaisteen todennäköisyydet on koottuna taulukkoon (Taulukko 6). Suuntakohtaisesti skaalatut välketuntimäärät yhteen laskien saadaan arvio todellisesta, säätilan huomioonottavasta välketuntimäärästä tarkastelualueella. Taulukko 5: Suuntasektorikohtaiset osuudet yli 3 m/s tuulennopeuksille Suomen tuuliatlaksen perusteella. Suuntasektori 0/180 30/210 60/240 90/270 120/300 150/330 Yli 3 m/s osuus 0,159 0,175 0,181 0,130 0,121 0,160 Taulukko 6: Auringonpaisteen kuukausittaiset todennäköisyydet Seinäjoen Pelmaan sääasemalla. Kuukausi Auringonpaisteen todennäköisyys Tammikuu 0,168 Helmikuu 0,317 Maaliskuu 0,359 Huhtikuu 0,441 Toukokuu 0,488 Kesäkuu 0,452 Heinäkuu 0,466 Elokuu 0,424 Syyskuu 0,361 Lokakuu 0,254 Marraskuu 0,171 Joulukuu 0,119 3.4 Välkevarjostusvaikutus Mallinnettu arvio todellisten välketuntien vuotuisesta määrästä Lestijärven alueella on esitetty karttakuvana (Kuva 8). Eri välketuntivyöhykkeille sijoittuvien rakennusten lukumäärää on havainnollistettu pylväskaaviolla (Kuva 9). Alueella ei ole asuinrakennuksia tai loma-asuntoja, joiden kohdilla vuotuisen välkevarjostusajan odotusarvo ylittäisi rajoittavimman 8 h/a ohjearvon. Rakennuksia, joiden kohdilla välkevarjostusaika on 4-8 tuntia, on 2 kpl. Vuotuiset välkevarjostusajat lähimpien asuin- ja lomarakennusten kohdilla on lueteltu raportin luvussa 7. Välkevaikutuksen tarkempaa ajoittumista vuoden- ja vuorokaudenaikojen suhteen on tarkasteltu sen kiinteistön kohdalla, jossa vuotuinen välke ylittää 7 tuntia. Kyseisen kiinteistön sijaintikoordinaatti on E 389958, N 7036609. Välkevarjostus kiinteistölle ajoittuu pääosin melko tasaisesti helmi-lokakuun iltapäiville klo 14-18. Välkevaikutuksen ajoittumisesta vuodenajan ja vuorokaudenajan suhteen on esitetty luvussa 8. 11 P. Pirinen, H. Simola, J. Aalto, J.-P. Kaukoranta, P. Karlsson, R. Ruuhela: Tilastoja Suomen ilmastosta 1981-2010, Ilmatieteen laitos, Raportteja 2012:1. 17
Rakennusten määrä Kuva 8: Tuulivoimaloiden aiheuttama välketuntien määrä Lestijärven alueella, turbiiniryhmä 2. 16 14 12 10 8 6 4 2 0 1-4 h/a 4-6 h/a 6-8 h/a >8 h/a Vuotuinen välkevarjostusaika Kuva 9: Rakennusten lukumäärät eri välkevaikutusvyöhykkeillä. 18
4 Näkyvyysanalyysi Näkyvyysanalyysissä selvitettiin, mistä kohdin ympäröiviä alueita suunnitellut tuulivoimalat on mahdollista havaita. Analyysissä käytettiin 177 metrin korkeuspisteen näkyvyyttä tuuliturbiinien paikalla, joka on turbiinien napakorkeus (144 m) + puolet roottorin lavan pituudesta (65,5 m). Analyysissä siis vaaditaan, että lavan ollessa pystyasennossa siitä tulee näkyä korkeussuunnassa yli puolet, jotta turbiini oletetaan maisemassa näkyväksi. Tarkastelukorkeutena on käytetty 1,65 m maanpinnasta. Maaston muotojen lisäksi analyysissä on otettu huomioon metsien näkyvyyttä peittävä vaikutus. Metsien osalta lähtötietoina käytettiin Corine Land Cover 2006 -paikkatietoaineistoa (CLC 2006 SYKE, EEA) siten, että seka- ja havumetsien keskimääräiseksi korkeudeksi arvioitiin 17 metriä ja lehtimetsän keskimääräiseksi korkeudeksi 10 metriä. Todellisuudessa metsän korkeus riippuu monista tekijöistä kuten kasvupaikasta ja metsän kehitysluokasta. Lisäksi on huomioitava, että nk. Corine-aineisto ei välttämättä ole täysin ajantasaista: metsänhoidolliset toimenpiteet aiheuttavat poikkeamia todelliseen tilanteeseen. Analyysissä oletetaan, että metsän sisälle turbiinit eivät näy, vaan puusto peittää näkyvyyden. Tästä syystä lopullisesta analyysituloksessa metsäalueet ovat määriteltyjä alueiksi, joilta ei ole näkyvyyttä tuuliturbiineille. Tämä ei välttämättä vastaa todellisuutta, sillä varsinkin metsän reunaa lähestyttäessä voimalat alkavat näkyä myös puiden ja kasvillisuuden lomasta. Kuvassa (Kuva 10) on on esitetty voimalasijoittelua vastaavan näkyvyysanalyysin tulokset. Tuloksesta käy ilmi, kuinka monta tuulivoimalaa on nähtävissä mistäkin maaston kohdasta. Alle 3 km:n etäisyydellä tuulivoimalat pääsääntöisesti dominoivat maisemaa 12. Näkyvyysanalyysin mukaan tällä etäisyydellä voimaloiden maisemavaikutukset kohdistuvat pääasiassa alueen pohjoispuolella sijaitsevalle arvokkaalle maisema-alueelle (Similänperän peltoaukea). Muita merkittäviä näkymäalueita ovat alueen eteläpuolella sijaitseva maisema-alue (Valkealamminneva-Lehtosenjärvi) ja itäpuoliset peltoaukeat. Noin 3-5 km:n etäisyydellä tuulivoimalat näkyvät vielä maisemassa selkeästi ja mittasuhteiltaan suurina. Näillä etäisyyksillä merkittävin näkyvyysvaikutus kohdistuu Lestijärven maisema-alueen itäpuoliseen haaraan sekä eteläpuolella sijaitsevaan Valkealamminneva-Lehtosenjärven maisema-alueeseen. Noin 5-7 km etäisyydellä merkittävin näkyvyysvaikutus kohdistuu Lestijärven maisema-alueen järvialueelle. Järven rannalla oleville loma-asunnoille ryhmän 2 voimaloiden näkyvyys on rajoittunut, eivätkä tältä etäisyydeltä voimalat ole hallitsevia maisemassa. 12 E. Weckman: Tuulivoimalat ja maisema, Suomen Ympäristö 5, 2006. 19
Kuva 10: Tuulivoimaloiden näkyminen ympäristössä maastomuodot ja metsät huomioituna, turbiiniryhmä 2. Karttaan on merkitty kolme etäisyysvyöhykettä tuulivoimaloista. 20
5 Johtopäätökset Raportissa on esitetty Lestijärven kunnan alueelle suunnitellun 43 tuulivoimalan ympäristölleen aiheuttaman melu-, välkevarjostus- ja näkyvyysvaikutuksen laskennalliset arviot. Voimalaryhmä on osa (ryhmä 2) Lestijärvelle suunniteltua 109 voimalan kokonaisuutta. Melumallinnuksessa on käytetty turbiinityypin Nordex N131 3 MW valmistajan ilmoittamaa maksimiäänitehotasoa 104,5 db(a) ja äänen taajuusjakaumaa sekä napakorkeutta 144 m. Mallinnusten perusteella ympäristöministeriön melutasojen ohjearvot eivät ylity alueen asuntojen kohdilla. Matalataajuisen melun tasot pysyvät kaikkien rakennusten kohdalla Asumisterveysohjeessa asetettujen arvojen alapuolella. Vuotuinen mallinnettu välkevaikutusaika alueen asuinrakennusten ja loma-asuntojen kohdilla jää alle rajoittavimman 8 h/a ohjearvon. Merkittävimmät maisemavaikutukset kohdistuvat pääasiassa alueen pohjoispuolella sijaitsevalle arvokkaalle maisema-alueelle (Similänperän peltoaukea). Muita merkittäviä näkymäalueita ovat alueen eteläpuolella sijaitseva maisema-alue (Valkealamminneva-Lehtosenjärvi) ja itäpuoliset peltoaukeat. 21
6 Yhteenveto melumallinnuksen tiedoista Tekijä: Vastaanottaja: Kohde: Erkki Heikkola, Mika Laitinen, Numerola Oy Mika Virtanen, YIT Rakennus Oy Lestijärvi, turbiiniryhmä 2 (43 voimalaa) Mallinnusohjelma: SoundPlan, versio 7.2 Mallinnusmenetelmä: ISO 9613-2 Tuulivoimalan tiedot Valmistaja ja tyyppi Nimellisteho Napakorkeus Roottorin halkaisija Äänitehotaso Nordex N131 3 MW 144 m 131 m 104,5 db(a) (tuulennopeudella 8 m/s 10 m korkeudella) Valmistajan ilmoittama takuuarvo Melun erityispiirteiden mittaus ja havainnot Kapeakaistaisuus/ ei tonaalisuus Impulssimaisuus ei Merkityksellinen sykintä ei Laskennan parametrit Laskentakorkeus 4 m Laskentaruudun koko 10 m x 10 m Suhteellinen kosteus 70 % Lämpötila 15 C Maastoparametri 0 (vesialueet) 0,4 (maa-alueet) Meteorologinen korjaus 0 Maastomallin tiedot Lähde Vaakaresoluutio Pystyresoluutio Korkeusmalli 10 m, Maanmittauslaitos 10 m 1,4 m Melulle altistuvat kohteet (melutaso ylittää ohjearvon) Lomarakennukset 0 kpl Asuinrakennukset 0 kpl 22
7 Kiinteistökohtaiset äänitasot ja välketunnit Seuraavaan taulukkoon on koottu kiinteistökohtaiset kokonaismelun (L pa ) ja matalataajuisen melun tasot sekä vuotuisen välkevaikutuksen määrä niiden kiinteistöjen kohdilla, joissa kokonaismelun taso on yli 30 db(a). Taulukossa on annettu vertailukiinteistöjen sijaintikoordinaatit ETRS-TM35FIN-tasokoordinaatistossa. Muiden alueen kiinteistöjen kohdilla melutasot ovat alhaisemmat, ja välkevaikutus jää alle 8 tunnin ohjearvon. ID ETRS-TM35FIN L pa Matalataajuiset ulko- ja sisämelutasot taajuuskaistoittain Välke t:mm E N 20 25 31,5 40 50 63 80 100 125 160 200 A12 389958 7036609 35,2 50,6 50,3 47,5 47,7 46,4 45,3 42,3 42,2 38,4 35,2 34,1 7:36 44,0 41,9 36,7 36,3 33,4 28,7 22,6 21,0 18,2 14,0 11,7 A15 390916 7035163 35,1 49,9 49,5 46,8 47,0 45,7 44,6 41,6 41,5 37,7 34,5 33,5 6:36 43,3 41,1 36,0 35,6 32,7 28,0 21,9 20,3 17,5 13,3 11,1 A321 386860 7038749 35 50,5 50,2 47,4 47,6 46,3 45,2 42,2 42,1 38,3 35,1 34,0 3:54 43,9 41,8 36,6 36,2 33,3 28,6 22,5 20,9 18,1 13,9 11,6 A140 386903 7038834 34,5 50,3 49,9 47,2 47,3 46,1 45,0 42,0 41,8 38,0 34,8 33,7 3:36 43,7 41,5 36,4 35,9 33,1 28,4 22,3 20,6 17,8 13,6 11,3 A139 386858 7038943 33,9 49,9 49,6 46,8 47,0 45,7 44,6 41,6 41,4 37,6 34,4 33,2 2:18 43,3 41,2 36,0 35,6 32,7 28,0 21,9 20,2 17,4 13,2 10,8 A138 386666 7038984 33,5 49,7 49,3 46,6 46,7 45,5 44,4 41,3 41,2 37,3 34,1 33,0 1:06 43,1 40,9 35,8 35,3 32,5 27,8 21,6 20,0 17,1 12,9 10,6 A137 387110 7039178 32,9 49,3 49,0 46,2 46,4 45,1 44,0 41,0 40,8 36,9 33,7 32,5 1:06 42,7 40,6 35,4 35,0 32,1 27,4 21,3 19,6 16,7 12,5 10,1 A134 387271 7039285 32,7 49,1 48,7 46,0 46,1 44,9 43,8 40,7 40,5 36,7 33,4 32,2 1:12 42,5 40,3 35,2 34,7 31,9 27,2 21,0 19,3 16,5 12,2 9,8 A136 386930 7039196 32,7 49,2 48,8 46,1 46,2 45,0 43,9 40,8 40,7 36,8 33,5 32,3 0:54 42,6 40,4 35,3 34,8 32,0 27,3 21,1 19,5 16,6 12,3 9,9 L3 386172 7032266 32,6 49,0 48,6 45,9 46,1 44,8 43,7 40,6 40,5 36,6 33,3 32,1 0:00 42,4 40,2 35,1 34,7 31,8 27,1 20,9 19,3 16,4 12,1 9,7 L4 386724 7032379 32,6 49,2 48,9 46,2 46,3 45,0 43,9 40,9 40,7 36,8 33,6 32,4 0:00 42,6 40,5 35,4 34,9 32,0 27,3 21,2 19,5 16,6 12,4 10,0 A151 387317 7039321 32,5 49,0 48,6 45,9 46,0 44,8 43,7 40,6 40,4 36,6 33,3 32,1 1:12 42,4 40,2 35,1 34,6 31,8 27,1 20,9 19,2 16,4 12,1 9,7 A135 387095 7039320 32,3 48,9 48,6 45,8 46,0 44,7 43,6 40,5 40,4 36,5 33,2 32,0 1:00 42,3 40,2 35,0 34,6 31,7 27,0 20,8 19,2 16,3 12,0 9,6 A11 390948 7035799 32,2 48,8 48,4 45,7 45,8 44,5 43,4 40,4 40,2 36,3 33,0 31,8 2:30 42,2 40,0 34,9 34,4 31,5 26,8 20,7 19,0 16,1 11,8 9,4 A132 389937 7038407 32,2 48,6 48,2 45,5 45,6 44,4 43,2 40,2 40,0 36,1 32,9 31,6 1:24 42,0 39,8 34,7 34,2 31,4 26,6 20,5 18,8 15,9 11,7 9,2 A150 387413 7039376 32,2 48,9 48,5 45,8 45,9 44,6 43,5 40,5 40,3 36,4 33,1 31,9 1:12 42,3 40,1 35,0 34,5 31,6 26,9 20,8 19,1 16,2 11,9 9,5 23
ID ETRS-TM35FIN LpA Matalataajuiset ulko- ja sisämelutasot taajuuskaistoittain Välke t:mm E N 20 25 31,5 40 50 63 80 100 125 160 200 A10 390941 7035987 31,8 48,6 48,2 45,5 45,6 44,4 43,2 40,2 40,0 36,1 32,8 31,6 0:00 42,0 39,8 34,7 34,2 31,4 26,6 20,5 18,8 15,9 11,6 9,2 A9 390925 7036104 31,6 48,5 48,1 45,4 45,5 44,3 43,2 40,1 39,9 36,0 32,7 31,5 0:00 41,9 39,7 34,6 34,1 31,3 26,6 20,4 18,7 15,8 11,5 9,1 A148 387459 7039512 31,6 48,5 48,1 45,4 45,5 44,3 43,1 40,1 39,9 36,0 32,7 31,4 1:00 41,9 39,7 34,6 34,1 31,3 26,5 20,4 18,7 15,8 11,5 9,0 A13 391469 7035327 31,5 48,0 47,7 44,9 45,1 43,8 42,7 39,6 39,4 35,5 32,3 31,0 2:36 41,4 39,3 34,1 33,7 30,8 26,1 19,9 18,2 15,3 11,1 8,6 A14 391502 7035356 31,3 47,9 47,6 44,8 45,0 43,7 42,6 39,5 39,3 35,4 32,1 30,9 2:30 41,3 39,2 34,0 33,6 30,7 26,0 19,8 18,1 15,2 10,9 8,5 A149 387596 7039596 31,3 48,3 47,9 45,2 45,3 44,0 42,9 39,8 39,6 35,7 32,4 31,1 1:00 41,7 39,5 34,4 33,9 31,0 26,3 20,1 18,4 15,5 11,2 8,7 A7 390991 7036210 31,1 48,3 47,9 45,2 45,3 44,0 42,9 39,8 39,6 35,7 32,4 31,1 0:00 41,7 39,5 34,4 33,9 31,0 26,3 20,1 18,4 15,5 11,2 8,7 A8 391400 7035555 31,1 48,0 47,6 44,9 45,0 43,7 42,6 39,5 39,3 35,4 32,1 30,9 1:12 41,4 39,2 34,1 33,6 30,7 26,0 19,8 18,1 15,2 10,9 8,5 A145 387802 7039626 31,1 48,2 47,8 45,1 45,2 43,9 42,8 39,7 39,6 35,6 32,3 31,0 1:12 41,6 39,4 34,3 33,8 30,9 26,2 20,0 18,4 15,4 11,1 8,6 A144 387955 7039668 31 48,0 47,7 44,9 45,1 43,8 42,7 39,6 39,4 35,5 32,2 30,9 1:18 41,4 39,3 34,1 33,7 30,8 26,1 19,9 18,2 15,3 11,0 8,5 A147 387661 7039659 31 48,1 47,7 45,0 45,1 43,9 42,7 39,6 39,5 35,5 32,2 30,9 1:00 41,5 39,3 34,2 33,7 30,9 26,1 19,9 18,3 15,3 11,0 8,5 L5 386717 7032023 31 48,3 47,9 45,2 45,3 44,0 42,9 39,8 39,6 35,7 32,4 31,1 0:00 41,7 39,5 34,4 33,9 31,0 26,3 20,1 18,4 15,5 11,2 8,7 A133 390302 7038288 30,7 47,9 47,5 44,8 44,9 43,6 42,5 39,4 39,2 35,3 32,0 30,7 0:54 41,3 39,1 34,0 33,5 30,6 25,9 19,7 18,0 15,1 10,8 8,3 A146 387646 7039732 30,5 47,9 47,5 44,8 44,9 43,6 42,5 39,4 39,2 35,3 32,0 30,6 0:00 41,3 39,1 34,0 33,5 30,6 25,9 19,7 18,0 15,1 10,8 8,2 A6 390929 7036811 30,4 47,9 47,6 44,8 45,0 43,7 42,5 39,5 39,3 35,3 32,0 30,6 0:00 41,3 39,2 34,0 33,6 30,7 25,9 19,8 18,1 15,1 10,8 8,2 A5 390933 7036863 30,3 47,9 47,5 44,8 44,9 43,6 42,5 39,4 39,2 35,3 31,9 30,6 0:00 41,3 39,1 34,0 33,5 30,6 25,9 19,7 18,0 15,1 10,7 8,2 A4 390926 7036955 30,2 47,8 47,5 44,7 44,8 43,6 42,4 39,4 39,1 35,2 31,8 30,5 0:00 41,2 39,1 33,9 33,4 30,6 25,8 19,7 17,9 15,0 10,6 8,1 A3 390911 7037102 30 47,7 47,4 44,6 44,8 43,5 42,3 39,3 39,1 35,1 31,7 30,4 0:00 41,1 39,0 33,8 33,4 30,5 25,7 19,6 17,9 14,9 10,5 8,0 24
8 Välkevaikutusten ajoittuminen Seuraavassa taulukoissa esitetään vuotuisen välkevaikutuksen ajoittuminen kiinteistön kohdalla, jossa vaikutus ylittää 7 tunnin välkevarjostusajan. Taulukko 7: Välkevaikutuksen ajoittuminen ja kesto minuutteina kiinteistön A12 kohdalla. Kellonaika 0-2 2-4 4-6 6-8 8-10 10-12 12-14 14-16 16-18 18-20 20-22 22-24 Tammikuu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0:00 Helmikuu 0 0 0 0 0 0 1 48 0 0 0 0 0:48 Maaliskuu 0 0 0 0 0 0 0 40 0 0 0 0 0:40 Huhtikuu 0 0 0 0 0 0 0 0 50 0 0 0 0:49 Toukokuu 0 0 0 0 0 0 0 76 0 0 0 0 1:16 Kesäkuu 0 0 0 0 0 0 0 29 0 0 0 0 0:28 Heinäkuu 0 0 0 0 0 0 0 103 0 0 0 0 1:42 Elokuu 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0:02 Syyskuu 0 0 0 0 0 0 0 0 39 0 0 0 0:39 Lokakuu 0 0 0 0 0 0 0 61 0 0 0 0 1:01 Marraskuu 0 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0:03 Joulukuu 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0:00 Yhteensä 00:00 00:00 00:00 00:00 00:00 00:00 00:00 06:00 01:31 00:00 00:00 00:00 07:32 25
26