Source: http://docplayer.fi/13540774-Korpi-matin-tuulivoi-mapuisto-merikarvia-valkemallinnus.html
Timestamp: 2018-12-13 14:26:58+00:00
Document Index: 9029492

Matched Legal Cases: ['kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ', 'kko ']

KORPI-MATIN TUULIVOI- MAPUISTO, MERIKARVIA VÄLKEMALLINNUS - PDF
Download "KORPI-MATIN TUULIVOI- MAPUISTO, MERIKARVIA VÄLKEMALLINNUS"
1 Vastaanottaja EPV Tuulivoima Oy, Suomen Hyötytuuli Oy ja TuuliWatti Oy Asiakirjatyyppi Raportti Päivämäärä Viite KORPI-MATIN TUULIVOI- MAPUISTO, MERIKARVIA VÄLKEMALLINNUS
2 KORPI-MATIN TUULIVOIMAPUISTO, MERIKARVIA VÄLKEMALLINNUS Päivämäärä Laatija Tarkastaja Arttu Ruhanen ne Ristolainen Välkemallinnus tuulivoimaosayleiskaavan laadintaan liittyen Sisältää Maanmittauslaitoksen Maastotietokannan 05/2013 aineistoa. _ Viite Ramboll Niemenkatu LAHTI T F
3 VÄLKEMALLINNUS SISÄLTÖ 1. Yleistä 1 2. Suunnitteluohjearvot 1 3. Vaikutusmekanismit 1 4. Mallinnusmenetelmä ja lähtötiedot Mallinnusohjelma ja laskentamalli Laskentojen epävarmuus Välkelaskenta Maastomalli Tuulivoimalatiedot 3 5. Mallinnustulokset 4 6. Välkevaikutuksien vähentäminen ja rajoitustarve 4 LIITTEET 5 LÄHTEET 5
4 VÄLKEMALLINNUS 1 1. YLEISTÄ Merikarvian kunnassa on käynnissä Korpi-Matin alueen osayleiskaavoitustyö. Alueelle on suunnitteilla tuulivoimapuisto, jonka suunnittelusta ja toteuttamisesta vastaavat TuuliWatti Oy, EPV Tuulivoima Oy ja Suomen Hyötytuuli Oy. Tämän työn tarkoituksena on ollut selvittää suunniteltujen tuulivoimalaitosten aiheuttamaa vilkkuvaa varjostusta niiden ympäristössä. 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 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 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 varjostusvaikutusta lähiympäristöönsä, kun auringon säteet suuntautuvat tuulivoimalan roottorin lapojen takaa tiettyyn katselupisteeseen. Toiminnassa oleva tuulivoimala aiheuttaa tällöin ns. liikkuvaa varjostusilmiötä. Välketaajuus riippuu roottorin pyörimisnopeudesta eli tuulennopeudesta. Välkeilmiö on säästä riippuvainen ja sitä ei esiinny kun aurinko on pilvessä tai kun tuulivoimala ei ole käynnissä. Pisimmälle varjo ulottuu, kun aurinko on matalalla (aamulla ja illalla). Kun aurinko laskee riittävän matalalle, yhtenäistä varjoa ei enää muodostu. Tämä johtuu siitä, että valonsäteet joutuvat kulkemaan pitemmän matkan ilmakehän läpi, jolloin säteily hajaantuu.
5 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 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 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 20 metriä. Laskennan tarkastelukorkeutena käytettiin 1,5 metriä, eli noin ihmisen silmänkorkeutta. Välkkeen teoreettinen maksimietäisyys määräytyy mallinnuksessa käytetyn laitosmallin tiedoista WindPro:n kirjastosta. Laskenta tehtiin 3 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 [3]. 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 ollessa pysähdyksissä tuulivoimala ei aiheuta liikkuvaa varjoa. Roottorin asento voi rajoittaa pal-
6 VÄLKEMALLINNUS 3 jonkin 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 Seinäjoki Pelmaa sääaseman keskiarvoisia auringonpaisteisuustietoja sekä Porin lentoaseman tuulensuuntatietoja ilmastolliselta vertailukaudelta [4]. Voimalan roottorin on arvioitu 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. Kartassa esitetyt rakennustiedot saatiin Maanmittauslaitoksen maastotietokannasta. 4.5 Tuulivoimalatiedot Mallinnuksessa huomioitiin 26 tuulivoimalaitosta (layout päivitetty ). Taulukko 4. Tuulivoimalaitosten koordinaatit (KKJ3) Tunnus X Y Välkemallinnus tehtiin kahdella laitosmallilla, jotka erosivat roottorin halkaisijan osalta. Siemens SWT laitosmallin roottorin halkaisija oli 113 metriä ja Nordex N131/3000 laitosmallin roottorin halkaisija oli 131 metriä. Napakorkeutena tuulivoimalaitoksilla käytettiin 160 metriä.
7 VÄLKEMALLINNUS 4 5. MALLINNUSTULOKSET Real Case laskennoista tehdyt välkekartat on esitetty liitteissä 1 (roottori 113 m) ja 2 (roottori 131 m). Välkevyöhykelaskennan lisäksi tehtiin laskentoja 4 reseptoripisteeseen. Reseptoripistelaskentojen tulokset on esitetty liitteiden 3 (roottori 113 m) ja 4 (roottori 131 m) raporteissa ja ajankohdat milloin välkettä voi reseptoripisteissä teoriassa esiintyä liitteiden 5 (roottori 113 m) ja 6 (roottori 131 m) kalentereissa. Mallinnuksen mukainen Real case tulos kuvaa tavanomaisen vuoden tilannetta. Auringonpaisteisuus- ja tuulensuuntatietoina käytettävä 30 vuoden mittainen ilmastollinen vertailukausi on riittävän pitkä, jotta poikkeavat vuodet eivät vaikuta keskiarvoon ja toisaalta riittävän lyhyt, että ilmasto ei muutu merkittävästi. 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 113 m roottorin halkaisijalla mallinnetulle välkevaikutusalueelle, jossa vuotuinen välketuntien määrä on yli 8 tuntia, ei jää yhtään asuin- tai lomarakennusta. Suurin välkemäärä on voimalan 20 eteläpuolella olevan Korpijärven kohdalla, jossa välkevaikutuksia voi esiintyä auringon laskiessa talvella ja keväällä sekä loppukesän ja syksyn aikana sekä talviaikaan puolenpäivän jälkeen. 131 m roottorin halkaisijalla mallinnetulle välkevaikutusalueelle, jossa vuotuinen välketuntien määrä on 8-10 tuntia, jää kaksi asuinrakennusta. 10 tuntia ylittävälle välkevaikutusalueelle jää yksi asuinrakennus. Reseptoripisteessä A (Korpijärvi) mahdolliset välkevaikutukset ajoittuvat auringon laskun aikaan melkein koko vuoden ajalle sekä päivisin talviaikaan. Reseptoripisteessä B (Korvenloukko) välkettä voi esiintyä ennen auringonlaskua helmi-huhtikuussa ja syysmarraskuussa sekä talviaikaan päivisin. Reseptoripisteessä C (Annalammi) mahdollinen välkkymisen ajankohta ajoittuu illalle seitsemän ja puoli kahdeksan välille maalis-huhtikuun vaihteessa ja elo-syyskuun vaihteessa sekä klo välille toukokuun puolivälistä heinäkuun loppuun. Mallinnuksen mukaisille välkevaikutusalueille jäävien asuin- ja lomarakennusten kohdalla tulee arvioida kohdekohtaisesti onko ympäristö sellainen, että välkevaikutuksia voi esiintyä kyseisissä kohteissa. Tähän vaikuttavat mm. metsä ja rakennukset. Jos tuulivoimalat eivät näy häiriintyvään kohteeseen, ei myöskään välkettä aiheudu. 6. VÄLKEVAIKUTUKSIEN VÄHENTÄMINEN JA RAJOITUS- TARVE Ympäristössä aiheutuvia välkevaikutuksia voidaan vähentää tuulivoimalaan liitettävällä välkkeen rajoitusjärjestelmällä, joka rajoittaa välkkymisaikaa siten ettei välkettä esiinny tietyllä altistuskohteella enemmän kuin määrätty aika. 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 ja pysäyttää voimalan tarvittaessa. Jos välkemäärän rajana käytetään 8 tuntia vuodessa, on todennäköistä että tuulivoimaloiden toimintaa ei tarvitse rajoittaa roottorin halkaisijan ollessa 113 metriä tai vähemmän. Roottorihalkaisijan kasvaessa myös välkevaikutukset lisääntyvät. Roottorihalkaisijan ollessa 131 metriä, voi mallinnuksen mukaan muutamien voimaloiden välkkeen rajoittamiselle olla tarvetta. Rajoitustarve on kuitenkin ajallisesti vähäinen, eikä siten vaikutus voimalan vuotuiseen sähkön tuottoon ole suuri. Rajoitustoimet tulee kohdistaa voimaloihin, joilla on suurin vaikutus välkealueen ympäristön asuinrakennusten välkemäärään.
8 VÄLKEMALLINNUS 5 Välkevaikutuksen vähentämiseksi on esitetty myös puustovyöhykkeiden säilyttämistä/kasvattamista. Puuston on kuitenkin oltava riittävän tiheää ja korkeata sekä suojata pihaaluetta kattavasti, jotta sillä saadaan estettyä välkkeen esiintyminen asuintalojen ikkunoissa ja oleskelupihoilla. Jos tuulivoimalat eivät näy häiriintyvään kohteeseen, ei myöskään välkettä aiheudu. Puuston vaikutuksesta välkkeeseen tulee kuitenkin huomioida vuodenaikojen vaikutus esim. lehvästöön. [5] LIITTEET Liite 1 Liite 2 Liite 3 Liite 4 Liite 5 Liite 6 Real Case -laskennalliset välkevyöhykkeet, laitosten roottorin halkaisija 113 m Real Case -laskennalliset välkevyöhykkeet, laitosten roottorin halkaisija 131 m Reseptoripistelaskennan tulokset, laitosten roottorin halkaisija 113 m Reseptoripistelaskennan tulokset, laitosten roottorin halkaisija 131 m Kalenteri välkkeen mahdollisen esiintymisen ajankohdista reseptoripisteissä, laitosten roottorin halkaisija 113 m Kalenteri välkkeen mahdollisen esiintymisen ajankohdista reseptoripisteissä, laitosten roottorin halkaisija 131 m LÄHTEET 1. Tuulivoimarakentamisen suunnittelu, Ympäristöhallinnon ohjeita 4/ 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 , Raportteja 2012:1 5. Update of UK Shadow Flicker, Evidence Base, Final Report
11 Liite 3 Project: Merikarvia Korpi-Matti SHADOW - Main Result Calculation: Receptor H160 D 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 Nov 2013 Printed/Page :53 / 1 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI Lahti Arttu Ruhanen / Calculated: :37/ 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) [] Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 1,00 2,82 4,23 6,60 8,77 9,10 8,87 6,81 4,67 2,52 1,17 0,58 Operational time N NE E SE S SW W NW Sum 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: Korkeuskäyrät Merikarvia.wpo (2) Obstacles used in calculation Eye height: 1,5 m Scale 1: Grid resolution: 10,0 m New WTG Shadow receptor WTGs KKJ Zone: 1 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] ,5 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,0 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,7 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,5 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,0 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,0 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,5 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,7 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,8 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,9 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,5 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,5 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,0 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,5 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,1 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,0 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,3 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,3 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,0 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,5 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,5 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,3 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,5 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,4 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,1 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, , ,5 Siemens SWT Yes Siemens SWT ,0 160, ,0 WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax ,
12 Project: Merikarvia Korpi-Matti SHADOW - Main Result Calculation: Receptor H160 D WindPRO version Nov 2013 Printed/Page :53 / 2 Shadow receptor-input KKJ Zone: 1 No. East North Z Width Height Height Degrees from Slope of Direction mode a.g.l. south cw window [m] [m] [m] [m] [ ] [ ] A Korpijärvi ,4 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" B Korvenloukko ,0 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" C Annalammi ,5 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" D Lähteenmäki ,0 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" Liite 3 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI Lahti Arttu Ruhanen / Calculated: :37/ Calculation Results Shadow receptor Shadow, worst case Shadow, expected values No. Shadow hours Shadow days Max shadow Shadow hours per year per year hours per day per year [h/year] [days/year] [h/day] [h/year] A Korpijärvi 40: :26 5:26 B Korvenloukko 31: :28 3:16 C Annalammi 8: :22 1:53 D Lähteenmäki 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 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (376) 0:00 0:00 2 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (377) 0:00 0:00 6 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (378) 0:00 0:00 7 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (379) 0:00 0:00 9 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (380) 0:00 0:00 10 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (381) 0:00 0:00 11 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (382) 0:00 0:00 12 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (383) 0:00 0:00 13 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (384) 0:00 0:00 16 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (385) 0:00 0:00 17 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (386) 0:00 0:00 19 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (388) 0:00 0:00 20 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (389) 0:00 0:00 22 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (390) 7:08 1:41 24 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (391) 7:38 1:06 25 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (392) 32:13 3:23 26 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (393) 0:00 0:00 27 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (394) 17:36 1:19 28 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (395) 0:00 0:00 29 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (396) 0:00 0:00 30 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (397) 8:29 1:53 32 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (398) 0:00 0:00 33 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (399) 7:14 1:18 34 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (400) 0:00 0:00 36 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (401) 0:00 0:00 37 Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (387) 0:00 0:00 WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax ,
13 Liite 4 Project: Merikarvia Korpi-Matti SHADOW - Main Result Calculation: Receptor H160 D 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 Nov 2013 Printed/Page :55 / 1 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI Lahti Arttu Ruhanen / Calculated: :39/ 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) [] Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 1,00 2,82 4,23 6,60 8,77 9,10 8,87 6,81 4,67 2,52 1,17 0,58 Operational time N NE E SE S SW W NW Sum 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: Korkeuskäyrät Merikarvia.wpo (2) Obstacles used in calculation Eye height: 1,5 m Scale 1: Grid resolution: 10,0 m New WTG Shadow receptor WTGs KKJ Zone: 1 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] ,5 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,0 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,7 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,5 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,0 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,0 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,5 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,7 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,8 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,9 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,5 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,5 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,0 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,5 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,1 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,0 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,3 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,3 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,0 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,5 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,5 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,3 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,5 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,4 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,1 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, , ,5 NORDEX N131/ Yes NORDEX N131/ ,0 160, ,3 WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax ,
14 Project: Merikarvia Korpi-Matti SHADOW - Main Result Calculation: Receptor H160 D WindPRO version Nov 2013 Printed/Page :55 / 2 Shadow receptor-input KKJ Zone: 1 No. East North Z Width Height Height Degrees from Slope of Direction mode a.g.l. south cw window [m] [m] [m] [m] [ ] [ ] A Korpijärvi ,4 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" B Korvenloukko ,0 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" C Annalammi ,5 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" D Lähteenmäki ,0 1,0 1,0 1,0 0,0 90,0 "Green house mode" Liite 4 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI Lahti Arttu Ruhanen / Calculated: :39/ Calculation Results Shadow receptor Shadow, worst case Shadow, expected values No. Shadow hours Shadow days Max shadow Shadow hours per year per year hours per day per year [h/year] [days/year] [h/day] [h/year] A Korpijärvi 97: :54 12:48 B Korvenloukko 64: :52 7:50 C Annalammi 36: :26 8:55 D Lähteenmäki 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/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (402) 0:00 0:00 2 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (403) 0:00 0:00 6 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (404) 0:00 0:00 7 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (405) 0:00 0:00 9 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (406) 0:00 0:00 10 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (407) 0:00 0:00 11 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (408) 0:00 0:00 12 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (409) 0:00 0:00 13 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (410) 0:00 0:00 16 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (411) 12:46 3:20 17 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (412) 0:00 0:00 19 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (414) 0:00 0:00 20 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (415) 0:00 0:00 22 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (416) 9:28 2:14 24 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (417) 16:36 2:35 25 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (418) 44:09 4:36 26 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (419) 20:16 2:16 27 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (420) 68:22 9:28 28 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (421) 0:00 0:00 29 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (422) 0:00 0:00 30 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (423) 11:17 2:30 32 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (424) 0:00 0:00 33 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (425) 15:07 2:53 34 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (426) 0:00 0:00 36 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (427) 0:00 0:00 37 NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (413) 0:00 0:00 WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax ,
15 Liite 5 Project: Merikarvia Korpi-Matti SHADOW - Calendar, graphical Calculation: Receptor H160 D WindPRO version Nov 2013 Printed/Page :55 / 1 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI Lahti Arttu Ruhanen / Calculated: :37/ A Korpijärvi: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (6) B Korvenloukko: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (7) 23:30 23:30 Time 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 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 Time 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 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 4:00 Feb Mar Apr May Jun Jul Month Aug Sep Oct Nov Dec Feb Mar Apr May Jun Jul Month Aug Sep Oct Nov Dec C Annalammi: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (8) D Lähteenmäki: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (10) Time 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 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 Time 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 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 Feb Mar Apr May Jun Jul Month Aug Sep Oct Nov Dec Feb Mar Apr May Jun Jul Month Aug Sep Oct Nov Dec WTGs 22: Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (390) 24: Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (391) 25: Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (392) 27: Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (394) 30: Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (397) 33: Siemens SWT !O! hub: 160,0 m (TOT: 216,5 m) (399) WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax ,
16 Liite 6 Project: Merikarvia Korpi-Matti SHADOW - Calendar, graphical Calculation: Receptor H160 D WindPRO version Nov 2013 Printed/Page :56 / 1 Licensed user: Ramboll Finland Oy / ICT Niemenkatu 73 FI Lahti Arttu Ruhanen / Calculated: :39/ A Korpijärvi: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (6) B Korvenloukko: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (7) 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 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 Time 14:30 14:00 13:30 13:00 Time 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 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 Feb Mar Apr May Jun Jul Month Aug Sep Oct Nov Dec Feb Mar Apr May Jun Jul Month Aug Sep Oct Nov Dec C Annalammi: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (8) D Lähteenmäki: Shadow Receptor: 1,0 1,0 Azimuth: 0,0 Slope: 90,0 (10) 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 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 Time 14:30 14:00 13:30 13:00 Time 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 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 Feb Mar Apr May Jun Jul Month Aug Sep Oct Nov Dec Feb Mar Apr May Jun Jul Month Aug Sep Oct Nov Dec WTGs 16: NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (411) 22: NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (416) 24: NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (417) 25: NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (418) 26: NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (419) 27: NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (420) 30: NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (423) 33: NORDEX N131/ !O! hub: 160,0 m (TOT: 225,5 m) (425) WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax ,