Seisukoha küsimine

-864235 -144145 0 0 Rahandusministeerium Siseministeerium Keskkonnaministeerium Keskkonnaamet Veeteede Amet Muinsuskaitseamet Kaitseministeerium Lennuamet 08.06.17 nr 16-6/15-1427-003 Seisukoha küsimine hooenstusloa menetluse algatamiseks (muudetud taotlus) Tehnilise Järelevalve Amet (edaspidi TJA) on Majandus- ja Kommunikatsiooniministeeriumi (edaspidi MKM) valitsemisalas tegutsev valitsusasutus, kes vastavalt veeseaduse (edaspidi VeeS) paragrahvidele 22 6 – 22 16 menetleb hoonestusloa taotluseid ning otsustab hoonestusloa andmise, samuti loa tingimuste muutmise üle. Eesti Energia AS esitas 27.02.2010 MKM-le hoonestusloa taotlused TEE-111-115 avaliku veekogu koormamiseks tuuleelektrijaamaga. 2012. aastal algatati Pärnu maakonnaga piirneva mereala maakonnaplaneering ning tulenevalt kehtinud VeeS § 22 8 lõikest 2 ei olnud võimalik algatada hoonestusloa menetlust, kui samal alal oli algatatud maakonnaplaneering. Lähtuvalt eeltoodust oli hoonestusloa taotluse menetlus peatatud. Taotleja ajakohastas taotlust 30.05.2015 kirjaga nr No TO-JUH-6/24 lähtuvalt teostatud uuringutest ning Pärnumaa mereala planeeringu menetlusest. Taotleja muutis nii koormatava ala suurust kui ka tuuliku tüüpi. 01.07.2015 jõustunud veeseaduse muudatustest tulenevalt on alates nimetatud kuupäevast hoonestuslubade menetleja TJA, kuid taotlus menetletakse ehitusseadustiku ja planeerimisseaduse rakendamise seaduse § 25 lõike 1 alusel lõpuni taotluse esitamise hetkel kehtinud õigusaktide alusel, st et hoonestusloa menetluse algatamise ja loa andmise otsustab Vabariigi Valitsus. Pärnu maavanem kehtestas 17.04.2017 korraldusega nr 1-1/17/152 Pärnu maakonnaga piirneva mereala maakonnaplaneeringu. Mereplaneeringuga on määratud mereruumi kasutus, mis arvestab tasakaalustatult merel esinevaid erinevaid hu ve ja ruumilise arengu vajadusi. Eesti Energia AS taotletav tuulepark jääb kehtestatud planeeringus märgitud tuuleenergeetika võimalikku arenduspiirkonda. 22.05.2017 teatas taotleja, et on jätkuvalt hoonestusloa taotlemisest huvitatud ning soovib menetlusega jätkata jäädes 30.06.2015 esitatud muudetud taotluse juurde. Lähtuvalt eelnevast soovime enne hoonestusloa menetlusega jätkamist küsida vastavalt VeeS § 22 7 lõikele 2 teie seisukohta hoonestusloa menetluse algatamiseks või algatamata jätmiseks. Oma vastuses palume käsitleda VeeS § 22 7 lõikes 7 toodud tingimusi. Põhistatud arvamuse palume saata Tehnilise Järelevalve Ametile 30 päeva jooksul alates käesoleva kirja kättesaamisest. Lugupidamisega (allkirjastatud digitaalselt) Kati Tamtik ehitusosakonna juhataja Lisa: 30.06.2015 muudetud taotlus ja lisad Liis Piper 667 2004 [email protected] Hr. Taivo Linnamägi Majandus - ja Kommunikatsiooniministeerium Harju 11, Tallinn 30 .06 .2015 No TO-JUH-6/24 15072 Avaliku veekogu tuuleelektrijaamaga koormamise hoonestusloa taotluse muudatus Liivi lahe tuulepargi alal Eesti Energia AS on esitanud Majandus- ja Kommunikatsiooniministeeriumile 27.02.2010 hoonestusloa taotlused avaliku veekogu tuuleelektrijaamaga koormamiseks Kihnulõuna ja Kihnuedela tuulepargi alal. Taotluse esitamisele järgsel perioodil on Eesti Energia AS läbi viinud uuringuid ning saanud täiendavaid suuniseid käimasolevast Pärnu maakonnaga piirneva mereala maakonnaplaneeringust. Tulenevalt uuringutest ja planeeringu menetlusest on täpsustunud piirkonnad kuhu meretuulepargi ehitamine võiks olla võimalik ilma olulise mõjuta keskkonnale ning seetõttu on otstarbekas ajakohastada Eesti Energia AS poolt esitatud hoonestusloa taotlused. Lisaks on muutunud tuulikute parameetrid, mis suurendavad nõutud üksikute tuulikute vahelisi vahekaugusi; ja Kaitseministeeriumi kooskõlastuse tingimused. Uuringute tulemused Eesti Energia AS tellimusel viis Tartu Ülikooli Eesti Mereinstituut perioodil 2012 – 2014 läbi uuringu meretuulepargi võimaliku mõju määramiseks linnustikule Liivi lahes, Kihnu merepiirkonnas. Uuringu läbiviimiseks andmete kogumiseks teostati visuaalvaatlusi, laevaloendusi ja kasutati spetsiaalset 3D linnuradarit. Kavandatava tuulepargi mõjude hindamisel linnustikule jõuti järeldusele, et kõige olulisemaks võib osutada mõju Kihnust läänes ja edelas saarmadalikel peatuvatele häirimistundlikele aulidele. Esmakordselt Eestis hinnati lindude kokkupõrkeriski tuulikutega kasutades rahvusvahelist tunnustatud modelleerimismetoodikat ja linnuradariga kogutud andmeid lindude asutustiheduse ja lennukõrguste kohta. Selle tulemusena jõuti järeldusele, et kokkupõrkerisk ei ole ökoloogiliselt olulisel tasemel ühelegi kaitsekorralduslikult olulisele liigile. Lindude liikumis- ja rändeteedele avalduv planeeritava tuulepargi takistusefekt hinnati enamikule liikidele ebaoluliseks . Teostatud linnustikuuuringu tulemustega on arvestatud käesoleva hoonestuslubade taotluse muudatuse juures ning võetakse edaspidi arvesse ja avalikustatakse hoonestusloa menetluse käigus tehtava keskkonnamõju hindamise juures. Pärnu maakonnaga piirneva mereala maakonnaplaneering Vabariigi Valitsus algatas 11. oktoobril 2012 korraldusega nr 441 maakonnaplaneeringu Pärnu maakonnaga piirneval merealal. Pärnu maakonnaga piirneva mereala maakonnaplaneeringu koostamise eesmärk on avaliku protsessi käigus määrata mereruumi kasutus, mis arvestab tasakaalustatult merel esinevaid erinevaid huvisid (sh tuuleenergeetika) . Planeeringuga on määratud perspektiivne arengupiirkond tuulikuparkidele ning põhimõtted, mida peab järgima piirkonna väljaarendamisel. Kolmanda eskiislahenduse avalikustamisel (oktoober 2014) on ette nähtud vajadus järgida järgmisi põhimõtteid: visuaalse mõju minimeerimiseks koondatakse tuulikud võimalikult kompaktsetesse parkidesse/gruppidesse. Silmapiir peab olema liigendatud (st mitte kaetud lausaliselt tuulikupargiga). KMH raames koostatakse visualiseering maismaa erinevatest punktidest; täpsustatakse mõju kalade rändele ja kudemisele (täpsustades planeeringuga määratletud sügisräime kudealade võimalikud asukohad tuuleenergeetika arenduspiirkonna sees ning määratledes tingimused kudealade säilitamiseks ja aladel ehitamise võimalused), lindudele, nahkhiirtele, mis on aluseks arenduspiirkonna sees täpsemate tuulikupargi alade määramisel. See on vajalik olulise negatiivse keskkonnamõju ärahoidmiseks ja leevendamiseks; KMH raames võetakse võimalusel arvesse juba varem koostatud uuringute tulemusi (nt linnustiku-uuring); KMH raames hinnatakse ehitustööde aegseid mõjusid, sh mõju tegevustel maismaal (tuulikute ja vundamentide transport sadamasse ja sealt merealale, kaablite paigaldamine, alajaama rajamine) ning töötatakse välja asjakohased leevendavad meetmed; hinnatakse mõju veealustele kultuuriväärtuslikule objektidele. Koostöös Muinsuskaitseametiga selgitatakse, kas tuulikupargi võimalikus arenduspiirkonnas asuvad laevavrakid uuritakse ja teisaldatakse uude asukohta või piiratakse ehitustegevust laevavraki lähistel (kaitsevööndis). Eelistatud on laevavraki säilitamine in situ . Merepõhja uuringute käigus laevavraki leidmisel viiakse laevavraki lähiümbruses vajadusel läbi allveearheoloogilised uuringud. Muinsuskaitseametiga koostöös valitakse tuulikute asukohad selliselt, et oleks tagatud laevavrakkide säilimine ning tuulikute ohutu rajami ne ja nende hilisem hooldamine; tuulikuid ei kavandata lähemale kui 5,2 meremiili (ca 10 km) mandrile ja püsiasustusega saartele. Kauguse määramisel on tuginetud GorWind`i projektile ning lähtutud eesmärgist vältida tegevusega kaasneda võivaid mõjusid elanikkonnale – määratud kaugus minimeerib visuaalse mõju võimalikkust ning välistab müra leviku asustusaladeni; tuulikuid ei kavandata lähemale kui 2,6 meremiili (ca 5 km) Läti Vabariigi piirile, kuid seda vahemaad on võimalik vähendada, kui sellest teavitatakse Läti Vabariiki. See on vajalik riigipiiriülese olulise negatiivse keskkonnamõju ja riikidevahelise potentsiaalse erimeelsuse vältimiseks; tuulikuid ei rajata olemasolevatele ja kavandatavatele laevateedele meresõiduohutuse tagamiseks. Tuulikute asukohad laevateede suhtes kooskõlastatakse Veeteede Ametiga edasiste täpsemate tehniliste lahenduste väljatöötamisel; tehnilis-majanduslikel põhjustel on tuulikute arendamiseks perspektiivseim sügavusvahemik kuni 20 meetrit: tinglikult tuuleenergeetika arenduspiirkonna I etapp; sügavusvahemik 20-30 meetrit on tehnoloogiliselt keerukam ja majanduslikult kulukam ning määratletakse tuuleenergeetika arendamise pikema-ajalise perspektiiviga alaks: tinglikult tuuleenergeetika arenduspiirkonna II etapp. Kartograafiliselt tuuleenergeetika areduspiirko nna I ja II etappi ei eristata; vesiviljeluse arenduseks huvitatud isiku olemasolu korral kaalutakse/analüüsitakse tema initsiatiivil tuuleenergeetikaala kooskasutamist vesiviljelusega. Pärnu maakonnaga piirneva mereala planeeringus toodud põhimõtetega on enamasti arvestatud käesoleva hoonestusloa taotluse muudatuste juures. Erisused võrreldes esitatud põhimõtetega on järgmised: käesolevas taotluses on tuulikud planeeritud ka olemasolevatele laevateedele, kuna tuulepargi KMH raames on plaanis täpsemalt uurida tuuleparkide ja laevateede paiknemist komplekselt ning hinnata meresõiduohutust tuulepargi lähedal (sh jäämurdmise perioodil) ja alternatiivseid võimalusi laevatee ümber paigutamiseks. Planeeringusse on tehtud ettepanek sõnastuse muutmiseks; tuulikud on kavandatud Läti Vabariigi piirile lähemale kui 2,6 meremiili, mis tähendab, et Läti Vabariiki tuleb teavitada. Muudetud a valiku veekogu koormatava ala koordinaadid ja koormatava ala suurus ruutmeetrites 27.02.2010 esitatud taotluse alusel võttis Majandus- ja Kommunikatsiooniministeerium menetlusse Eesti Energia AS ( r e g-kood 10421629, aadress Lelle 22 , 1 1318 Tallinn) taotluse hoonestusloa andmiseks. Hoonestusloaga taotlesime luba Liivi lahte tuuleparkide rajamiseks. Liivi lahes asuva meretuulepargi ala on hulknurk, mis on toodud viirutusena joonisel 1 ning samuti koondasendiplaanina M 1:100 000 lisas 1. Taotlusele on lisatud (vaata lisa 4) meretuulepargi ala digitaalselt DWG-formaadis, kus on toodud tuulikute ja tuulepargi ala koordinaadid. Joonis SEQ Joonis \* ARABIC 1 . Liivi lahe meretuulepargi ülevaade Liivi lahe meretuulepargi muude tud koormatava ala suurus on 183 189 290 ruutmeetrit, millest tuuliku te ühed võimalikud asukohad, 160 -le tuulikule, on käesolevas taotluses planeeritud . Tuulikute täpne asukoht selgub keskkonnamõjude hindamise käigu s, mille käigus hinnatakse ka mõju riigikaitse objektidele. Taotletava avaliku veekoguga koormatava ala muudatused Seoses täpsustunud informatsiooniga on käesolevas taotluses esitatud hoonestusloa alade muudatus. Suuremateks muudatusteks on Kihnust läände jääva tuulepargi ala välja jätmine ning Kihnust lõuna pool oleva ala suurendamine ja nihutamine lõuna suunas. S ummaarselt suureneb kogu ala 148 % ja tuulikute arv kõigest 2 % võrra. Tulenevalt riigikaitselistest ja keskkonnaalastest piirangutest on ala suurendamine vajalik, et keskkonnamõjude hindamise käigus uurida ala terviklikult ja leida soovitud ala sees sobivaimad kohad tuulikute paigutamiseks. Mastaapse ehituse nagu meretuulepark korral on oluline piisava hulga tuulikute ehitamine piirkonnas, et saavutada mastaabiefekt. Tavapäraselt loetakse minimaalseks hulgaks ca 100 tuuliku rajamist piirkonnas. Ühe tuuliku koormatava ala suuruseks on arvestatud 90 m puhvertsoon ümber tuuliku. Käesolevas taotluses ei ole arvesse võetud pindala vähenemist tulenevalt Elektrituruseaduse §92 3 lg 1-le, kus hoonestusloa ala sisse tuleb lugeda kahe tuuliku vaheline ala, kui nende vahekaugus koos puhvertsooniga on alla 1 km, sest tuulikute täpsed asukohad selguvad hilisemas faasis. Tabel SEQ Tabel \* ARABIC 1 . Koormata ala muudatus Ala Ala suurus Tuulikute arv 2010 veebruar taotlus 73 857 783 157 -Kihnu edel 13 429 493 47 -Kihnu lõuna 60 428 290 110 Muudetud taotlus 183 189 290 160 Muutus 109 331 507 3 Muutus % 148% 2% Kihnust läände jääv ala on tervenisti meretuulepargi alana välja jäetud kuna linnustikuuuringu tulemuste kohaselt võivad meretuulikud häirida antud piirkonnas talvel pesitsevaid Aule. Lisaks võib vaadeldud madalikul olla sügisräimele kudemiseks oluline ala. Tulenevalt Pärnu maakonnaga piirneva mereala planeeringust on lähim lubatud meretuulepargi kaugus 5,2 meremiili, mis tõttu on Kihnust lõuna poole jäävat ala nihutatud 5,2 meremiili kaugusele. Lisaks on ala suurendatud, et säilitada piisav kogus tuulikuid, mis on vajalikud meretuulepargi rajamiseks. Alade muutust on kujutatud joonisel 2. Käesolevas taotluses on planeeritud tuulikud olemasolevale laevateele. Võimalus tuulikuid paigaldada laevateele selgub KMH käigus, milles analüüsitakse vajalikke kaugusi tuulikutest ja alternatiivseid laevateede trasse, et oleks tagatud meresõiduohutus. Tuulikud on osaliselt planeeritud lähemale kui 2,6 meremiili Läti piirile, mille tarbeks tuleb, vastavalt Pärnu maakonnaga piirneva mereala planeeringu põhimõtetele, küsida nõusolekut Läti Vabariigilt. Keskkonnamõjude hindamise käigus võib selguda täiendavaid asjaolusid, mille kohaselt tuulikute rajamine taotluses esitatud mahus või asukohas ei ole võimalik. Vastavalt Veeseaduse §22 6 lg 4. esitatakse pärast uuringute ja keskkonnamõjude hindamise läbiviimist täpsustatud taotlus menetlejale uuesti. Joonis SEQ Joonis \* ARABIC 2 . Liivi lahe meretuulepargi koormatava ala muudatused ( viirutusega uus ala) Ehitise kasutamise otstarve ja töörežiim Ehitise kasutamise otstarve ja töörežiimi osas võrreldes esialgse taotlusega muudatusi ei ole. Meretuuleelektrijaama ehitiste kasutamise otstarve on taastuvast allikast elektrienergia tootmine. Taastuvaks allikaks on massi ja liikumissuunda omava õhu kineetiline energia, mis muudetakse tuuliku rootori pöörlemisenergiaks, mis kantakse üle generaatorile. Liivi lahe oluline keskmine lainekõrgus on ligikaudu 2 korda väiksem kui Läänemere avaosas, mis vähendab märkimisväärselt tuulikute hooldusbrigaadide tööaega rikke avastamisest selle likvideerimiseni. Jääkatte olemasolul toimub hooldus enamasti hõljuki, amfiibsõiduki või helikopteriga. Täpne hooldusstrateegia, hooldusbrigaadide paiknemine Töökorras tuulik lülitub tööle teatud minimaalse tuulekiiruse juures, mis on rootori tsentri kõrgusel tavaliselt suurusjärgus 3-4 m/s. Tuulik töötab ning annab võrku pidevalt elektrit kuni tuulekiiruseni 25-35 m/s sõltuvalt tuuliku tootjatehase spetsifikatsioonist. Eesti Energia AS on läbi viinud tuulemõõtmised ja toodangu analüüsi planeeritud meretuulepargi potentsiaali määramiseks. Olenevalt tuuliku tüübist ja paigutusest jääb täistöötundide arv keskmiselt vahemikku 3 000 – 4 500 h/aastas. Eesti maismaatuuleparkidel on täistöötundide arv enamasti vahemikus 2 000 – 3 000 h/aastas. Ehitise välismõõtmed , vundamenditüüp ja muud olulised tehnilised andmed Meretuulepargi koosseisu kuuluvad ehitistena meretuulikud, alajaamad ja vajadusel tuulemõõtemast. Lisaks nendele tuulikuid ja alajaamu ühendavad merekaablid. Meretuulik on kõigist ülejäänutest kõige suurem nii kõrgus-, pikkus kui ka laiusgabariitidelt. Meretuuliku masti kõrgu s on kuni 110 m. Käesolevas taotluses on arvestatud Siemens SWT-6.0-154 tuulikuga, mis on 6 MW generaatori ja 154 m diameetrise labaga. Suurim praegusel ajahetkel arendamisel olev tuulik on Samsung S7.0-171, mille laba diameeter on 171,2 m. Meretuulikute asukohad on valitud selliselt, et nad oleks joondunud üksteise taha Kihnu ja Ruhnu Piirivalveameti radari suhtes. Tuulikute tihedus ja paiknemise loogika tulenev Politsei- ja Piirivalveameti nõudest.. Meretuulikute valdkond on väga kiiresti arenev ning mõistlik on meretuuleparki ehitama asudes kasutada parimat saadaolevat tehnoloogiat. Seetõttu võib hoonestusloa menetluse käigus tuulikute tüüp ja parameetrid muutuda. Sobivaks vundamendiks Liivi lahe ilmastiku- ja ehitusgeoloogilistesse tingimustesse on praeguste andmete alusel gravitatsioonil põhinev vundament. Muude oluliste tehniliste andmete kohta palume vaadata Lisa 2. Uuringu kirjeldus, mida soovitakse enne hoonestusloa andmist teha Võrreldes esialgse taotlusega on täpsustunud uuringute vajadus järgnev: Ehitustehnilised ja paigutusega seotud uuringud Ehitiste ja kaabelliinide ümbruse esmane batümeetriline uuring, Ehitiste ja kaabelliinide aluse geotehniline uuring, Meteoroloogiline uuring jää, lainetuse ja hoovuste mõõtmiseks, Tuulikute ja laevateede paigutus (alternatiivsed laevateed, meresõiduohutus tuulepargi läheduses, meresõiduohutus jäämurde perioodil), Tuulikute paigutus arvestades Piirivalveameti radarite tööd, Tuulikute ehituseks vajalike tingimuste analüüs (sh maismaal toimuv ehitustegevus), Hooldusstrateegia väljatöötamine, Tuulikute optimaalne paigutus arvestades tuuletingimusi, laevateid, kaablite parameetreid jms. Keskkonnaalased uuringud Visualiseering maismaa erinevatest punktidest ning sotsiaal-majanduslik uuring, Mõju kalade rändele ja kudemisele (täpsustada sügisräime kudealade võimalikud asukohad, mõju ja leevendusmeetmed), Ehitusaegsed mõjud (sh maismaal toimuv ehitustegevus) ja leevendusmeetmed, Mõju veealustele kultuuriväärtuslikele objektidele, Merevee kvaliteedi uuringud tuulepargi piirkonnas ja ehitustegevuse arvatavasse mõjualasse jääval merealal, Planktonikoosluste olukorra kirjeldamine, Merepõhja elustik – põhjataimestiku ja loomastiku kvalitatiivsete ja kvantitatiivsete parameetrite kaardistamine arenduspiirkonnas ja võimaliku mõju alla jääval alal, Merepõhja elupaigad ja nende kvaliteet – elupaikade kaardistamine projektialal ja vahetus läheduses, Kalastik (kalastiku ja kudealade inverteerimine arenduspiirkonnas, hüdroakustiline uuring), Mõjude hindamiseks teostada peale tuulepargi rajamist järelseire kalastikule 1, 3 ja 5 aasta möödumisel. Esitatud uuringute nimekiri ei ole lõplik ning täpne uuringute maht, vajadus ja eesmärgid tuleb välja selgitada hoonestusloa menetluse raames algatatava keskkonnamõjude hindamise programmi kinnitamisel. H oonestusloa taotletav kestus. Hoonestusluba taotleme 50 aastaks. Elektrituruseaduse ga sätestatud andmete esitamine. Kinnitame, et Eesti Energia AS on elektriettevõtja vastavalt Elektrituruseaduses sätestatule ja vastab Elektrituruseaduses §92 2 esitatud nõudele. Kihnulõuna meretuuleelektrijaama potentsiaalne võimsus on 6 MW korda 167 tuulikut kokku 1002 MW. Põhivõrguettevõtja kooskõlastuseks põhivõrguga liitumise tehniliste tingimuste kohta on Elering AS väljastanud tehnilised tingimused, mis on esitatud taotluse Lisas 3. Taotluse lisad. Meretuulepargi asukohaplaan M 1: 100 000, A1 trükiformaat. Ehitise eskiisprojekt, SWECO Projekt, Tallinn 2015; „Liivi lahe tuulepargi eskiisprojekt“. Põhivõrgu ettevõtte tehnilised tingimused DWG-formaadis pargiala. Lugupidamisega, (allkirjastatud digitaalselt) Innar Kaasik Taastuvenergia ja väikekoostootmise juht Eesti Energia AS ,000000 ,000000 ,000000 475000 500000 525000 --11 00 --88 Legend --22 66 --1100 # * Tuulikud_2015 --44 ,000000 ,000000 --2222 --2288 6450000 6450000 --44 Tuulepargi ala 2015 --11 44 Kaablitrass 2015 --2288 -266 -2 --88 --2200 --44 --44 --1122 --2200 # * --1166 # * # * # * # * --33 --118 00 # * 8 # * # * # * # * # * # * # * # * # * 88 # * --11 # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * ,000000 ,000000 # * # * # * # * # * # * # * # # * * # * # * 6425000 6425000 # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # # # * * * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # # * # * * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * --338 # * # * 8 # * # * # * # * --332 # * # * # * --2244 --33 2 # * # * 44 # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # # * * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * # * -3-3 66 --88 --44 00 -4 -4 --44 88 --66 --5500 --2244 --44 44 --22 88 --550 --22 0 --44 66 66 --44 22 -8 -8 ,000000 ,000000 ,000000 475000 500000 525000  Tuulegeneraator Tuulepargi sisemised 66 kV kaablid Baltic GIS Portal'ist http://gis.ekoi.lt 15320-0023 E - AS-001 1:100 15320-0023E00AS001  Siemens D6 platform – 6.0-MW direct drive wind turbine The new standard for offshore Answers for energy. Siemens, the offshore leader Siemens has been a major driver of innovation in the wind In 1991, we installed the world’s first offshore wind farm power industry since 1980 when wind turbine technology at Vindeby in Denmark. From these modest was still in its infancy. beginnings to today, Siemens benefits from a track record that makes it the world leader in offshore applica- Technology has changed with the times, but Siemens’ tions. As the choice of the world’s largest offshore wind commitment to providing its customers with proven wind power plant – London Array – Siemens’ geared wind turbine solutions remains the same. turbines are paving the way for green energy to become In recent times, the world has seen an intense increase in the cornerstone of the global energy mix. the nature and capacity of offshore wind power plants. Over the years, Siemens has accumulated vast service Given the logistical challenges of offshore projects where experience offshore. Drawing on this substantial knowledge, even the smallest issue can amplify costs, having tech- the company has established a flexible range of service nology that works and continues to work is paramount. solutions that are designed to optimize the output of Exactly the right task for us. offshore wind turbines. Drawing on more than 30 years of experience in the wind power industry, a strong focus on renewables, and a global network of highly skilled and trained employees, Siemens has proven itself to be a trustworthy and reliable business partner and will continue to do so in the future. 2 Prototype of the SWT-6.0-154 Intelligent ways to drive down the cost of electricity Wind power is coming of age. It could soon be directly Reduced complexity, outstanding performance competitive with traditional energy sources. Driving down The Siemens 6.0-MW wind turbines of the D6 platform the levelized cost of wind energy is a key target for Siemens embody tried and tested innovation in the field of direct as we strive to make wind power independent of subsidies. drive generators, with hundreds of units already installed Innovation and industrialization are the main drivers of and operational. The Siemens D6 platform redefines the this. And our new platform strategy, founded on the wind industry standards for leanness, robustness, and knowledge and experience of more than 30 years in wind lifecycle profitability. power, is a milestone along this path. Based on Siemens’ direct drive technology, 6.0-MW wind Standardization and modularization are fundamental turbines have 50 percent fewer moving parts than to the new platform approach – because they allow us comparable geared machines and a tower head mass of to streamline the entire manufacturing and installation less than 360 tons. This unique combination of robust- process. The organization of our product platforms into ness and low weight significantly reduces infrastructure, categories allows standardized modules – such as rotors, installation, and servicing costs, and boosts lifetime generators, towers, and hubs – to be used with different energy output. products. The total number of different components is The 154-meter rotor, designed specifically for the Siemens thus kept to a minimum. 6.0-MW wind turbine, has a swept rotor area of 18,600m2. Each of our products is now a member of one of four It therefore maximizes energy yield at offshore locations, platforms: the Siemens G2, Siemens D3, Siemens G4, from inland waters with moderate wind resources to the and Siemens D6. “G” denotes geared turbines, “D” signi- most exposed offshore sites. fies direct drive technology, and the associated numbers represent the predominant power rating. Therefore, the D6 platform comprises offshore direct drive wind turbines with a power rating of 6.0-MW. 3 Lean, robust, and reliable technology Lean maintenance requirements is crucial in offshore applications. The Siemens 6.0-MW turbine of the D6 platform is based Until now, the weight of large wind turbines has grown on proven Siemens direct drive technology: the simplest disproportionately to increases in power rating. The and most straightforward wind turbine design. Replacing Siemens D6 platform has conclusively broken this trend. the gearbox, the coupling, and the high-speed generator With a tower head mass of less than 60 tons per megawatt, with a low-speed generator eliminates two-thirds of the the D6 wind turbine is genuinely lean. This new low-weight conventional drivetrain arrangement. standard for offshore wind turbines offers significant As a result, the number of rotating and wear-prone parts cost benefits in terms of substructure requirements, ship- is vastly reduced, with 50 percent fewer parts than a ping, and installation. All of this is made possible thanks comparable geared machine. The associated reduction in to Siemens’ proven direct drive technology. 4 Robust Reliable Benefiting from our unique offshore experience, the The Siemens D6 platform is designed to both maintain D6 platform is designed to exploit the broadest range of and enhance the legendary reliability of Siemens wind offshore environmental conditions. Designed to IEC I turbines. Simple and robust, the direct drive technology standards, the D6 platform can be deployed in any offers the best possible basis for this. The rotor blades known offshore location. combine lightness and strength through single-cast Siemens IntegralBlade® production. The structural capacity of all components is verified by full-scale testing. Highly Accelerated Lifetime Tests on The nacelle, housing every part of the power system, all main components and the entire nacelle demonstrate forms a self-contained unit delivering medium voltage their robustness. The entire turbine design is tailored power to the wind farm grid. This allows turbines to to offshore applications: all external surfaces and sys- be fully precommissioned onshore, leaving only final tems feature offshore-grade corrosion protection, and connection to be performed after installation. the completely enclosed nacelle is fitted with internal Finally, the maintenance process has been reinvented climate control. too: complete with crane and extra space, the nacelle has been repurposed as an on-site workshop. 5 Proven technology, advanced performance Grid performance with the Siemens NetConverter® Turbine Load Control (TLC) Siemens sets the standard in the field of grid compliance. The Turbine Load Control system continuously monitors Power conversion is implemented by the Siemens’ the structural loading on the wind turbine. In case the NetConverter® system. This system is characterized by full loads exceed normal values, the turbine automatically conversion of the power generated, efficiently decoupling regulates operation to bring loads back within the design generator and turbine dynamics from the grid. envelope. The NetConverter® system offers maximum flexibility in High Wind Ride-Through (HWRT) the turbine’s response to voltage and frequency control, fault ride-through, and output adjustment. As a result, Wind turbines are normally programmed to shut down if Siemens wind turbines can be configured to comply with the 10-minute mean wind speed exceeds 25 m/s. This a variety of relevant grid codes in major markets and can may lead to significant challenges for the grid system if be readily connected to the grid. the turbines in large wind farms are shut down more or less simultaneously. Siemens IntegralBlade® technology The Siemens D6 platform enhances grid stability thanks The 154-meter rotor uses blades manufactured with to High Wind Ride-Through – an optional feature of the Siemens’ unique, patented IntegralBlade® technology. D6 platform. This replaces the fixed high-wind shutdown threshold with an intelligent load-based reduction in The blades are made in one piece from fiberglass- output power at some storm-level wind speeds. reinforced epoxy resin during a single production step. As a result, all glue joints – the potential weak points that Service could expose the structure to cracking, water ingress, ice formation, and ightning damage – are eliminated. From the highly qualified local technician to the senior engineer at service headquarters, it is the Siemens service Siemens WebWPS SCADA system team’s track record and the vast amount of experience Via a standard Web browser, the Siemens WebWPS gained over time that makes the difference. SCADA system provides a variety of status views of elec- Siemens offers tailor-made service solutions for each of our trical, mechanical, meteorological, and grid station data turbine platforms, e.g. the SWPS-420O and the SWPS-430O as well as operation and fault status. service solutions for our offshore wind turbines. Wind turbine condition monitoring Further improvements in safety Siemens’ turbine condition monitoring system compares Safety is at the heart of all Siemens operations. From the vibration levels of the main nacelle components with production to installation, operation, and service, Siemens a set of established reference spectra and instantly strives to set the standard for a zero-harm culture. Onshore detects deviations from normal operating conditions. precommissioning and testing significantly reduce the This allows Siemens to proactively plan the service and amount of work that needs to be done in riskier offshore maintenance of the wind turbines, as any unusual event conditions. While the simplified direct drive concept in can be categorized and prioritized based on severity. itself reduces service requirements, offshore maintenance has been completely rethought. Service technicians can enter the turbine via the heli-hoist platform or via con- ventional tower access, and here a new gangway system enables safer access in rough sea conditions. The spacious nacelle, housing far fewer parts than usual, provides technicians with optimized access to all key components. 6  A380 79.8 meters 154 meters SWT-6.0-154 For maximum output SWT-6.0-154 The 154-meter rotor, designed specifically for the IEC Class IA Siemens D6 platform, uses the B75 blade. This is currently Nominal power 6,000 kW the world’s longest blade in operation, with a swept rotor area of 18,600 square meters. It therefore maximizes Rotor diameter 154 m energy yield at offshore locations: from inland waters with Blade length 75 m moderate wind resources to the most exposed offshore Swept area 18,600 m2 sites. Hub height Site specific Power regulation Pitch regulated, variable speed Tower head mass 360 tons Through optimized infrastructure, installation, and service, the D6 platform is the perfect choice for a reliable and profitable investment that helps drive down the cost of offshore wind energy. 7 Published by and copyright © 2014: Siemens AG Energy Sector Freyeslebenstrasse 1 91058 Erlangen, Germany Siemens AG Wind Power Lindenplatz 2 20099 Hamburg, Germany siemens.com/wind For more information, please contact our Customer Support Center. Phone: +49 180 524 70 00 Fax: +49 180 524 24 71 (Charges depending on provider) E-mail: [email protected] Wind Power Order No. E50001-E310-A186-X-7600 RS 15_01_113 Printed on elementary chlorine-free bleached paper. Subject to change without prior notice. All rights reserved. The information in this document contains general descriptions of the technical options available, which Trademarks mentioned in this document are the property may not apply in all cases. The required technical options of Siemens AG, its affiliates, or their respective owners. should therefore be specified in the contract. Environmental Product Declaration A clean energy solution – from cradle to grave Offshore wind power plant employing SWT-6.0-154 siemens.com / wind 2 Assessing the performance of a wind power plant The environmental impact of extraction, materials processing, manu- wind power facturing, installation, operation and The world today faces the challenge of maintenance, and dismantling and meeting growing demand for energy end-of-life. while reducing greenhouse gas emissions. The results are presented in this Environ- One solution is to increase the contribu- mental Product Declaration (EPD) in order tion of renewable energy systems such to communicate the impacts of our wind as wind, sun, or biomass to the electricity power plant to our stakeholders. All mix. Siemens Wind Power is pioneering results are verified by internal reviews. this approach by offering an extensive The international ISO 14021 standard wind turbine portfolio that includes the (Environmental labels and declarations – SWT-6.0-154 direct drive turbine. Self-declared environmental claims – Type II) Siemens has performed a Life Cycle is the basis for this EPD. The data presented Assessment (LCA) of an offshore wind has been derived from a full-scale LCA in power plant employing SWT-6.0-154. accordance with ISO 14040. The LCA evaluated the inputs, outputs, and potential environmental impacts that occur throughout the wind power plant lifecycle. It encompasses raw material 3  Designed to deliver clean energy Offshore wind power plant Each wind power plant has specific site constraints that influence the choice of turbine, tower height, foundation size, and infrastructure. This EPD is based on a full-scale LCA of an average European offshore wind power plant with 80 SWT-6.0-154 turbines installed. It includes wind turbine components such as a nacelle, rotor, and tower, as well as the foundation, cables to grid, and substation. The functional unit for this LCA is defined as 1 kWh of electricity delivered to the grid. The identified average wind speed is relative to the turbine IEC classification. Class I: 10 m/s for SWT-6.0-154. Product and system description, including main components Product and system description Main characteristics Turbine SWT-6.0-154 Number of turbines in wind power plant 80 Expected lifetime 25 years Expected average wind speed 10 m/s Distance to shore/shore to grid 50 km/22 km Annual energy production to grid per turbine Approx. 26,500 MWh (wake, availability and electrical losses of 15% substracted) Estimated energy production of the wind power 53,000,000 MWh plant in 25 years Nacelle 6.0 MW DD (steel, iron, copper) Blades 75 m (fiberglass, epoxy) Tower 88 m (steel) Foundation 925 t (steel) Substations 12,700 t (steel, concrete) 4 System boundaries for an offshore wind power plant Direct drive conversion Nacelle Blades Hub Tower Substation Substation Foundation Connecting cables 5  From cradle to grave Life cycle of a wind power plant The lifecycle has been divided into five main stages: Materials, Manufacturing of the main parts; Installation; Operation and Maintenance; Dismantling, Recycling, and Disposal at the end-of-life. Relevant transport activities and energy consumption were included in each life cycle stage. acturing Manuf Ins t all s ri al ation M a te Life Cycle Stages ce an Di sm en nt an in ai tl g M an n d de nd io na -of - ra t li f e O pe 6 Materials We identified the types and quantities of materials and energy that had to be extracted and consumed to produce the turbine components and the elements needed to connect the wind power plant to the grid. Manufacturing We collected data from Siemens’ own production sites and from main suppliers. Consumption data for manufacturing as well as waste and subsequent treatment is based primarily on annual manufacturing data from European production sites. Transport of materials to the manufacturing site is included in the data. Installation Components, auxiliary resources, and workers are transported to the site during this stage. On-site installation includes preparing the site; erecting the turbines; and connecting the turbines to the grid. These installation activities result in the consumption of resources and production of waste. Associated data has been collected from actual on-site installations. Operation and Maintenance The structural design lifetime of a SWT-6.0-MW turbine is designed to last 25 years. We collected actual site data, including manpower, materials, and energy required for service and maintenance over the turbine’s lifetime. Wake, availability, and electrical losses have been included in our assessment to define a realistic estimate of annual energy production delivered to the grid. Dismantling and end-of-life At the wind power plant’s end-of-life the components will be disassembled and the materials transported and treated according to different waste management systems. For the turbine components, we assumed that recycling would apply to all recyclable materials; for example, metals. Recycling leads to the recovery of materials, which subsequently reduces primary material extraction. The rest of the materials are either thermally treated or disposed of in landfills. The end-of-life stage described here represents the current status of waste management options in Northern Europe. 7  Environmental footprint Low greenhouse gas emissions 9.5 months energy payback time Greenhouse gases such as CO2 and The energy payback time for the wind methane contribute to global warming. power plant in this assessment is less Electricity produced by wind turbines than 9.5 months. That is the length of contributes significantly less to global time the wind power plant has to operate warming than electricity produced in order to produce as much energy as it by fossil fuels. During its lifetime, the will consume during its entire lifecycle. wind power plant emits less than 1% of the CO2 emitted per kWh by an average power plant using fossil fuels. What is “global warming”? Global warming is an environ- mental impact caused by the increased concentration of green- house gases in the atmosphere. Each of these gases radiates different amounts of heat, which can be quantified in units of carbon called carbon dioxide- During its entire lifecycle the wind equivalent (CO2 eq). (IPCC ref) power plant produces 33 times more energy than it consumes. 8  7g/kWh 865 g/kWh CO2 emissions from the wind power plant versus global fossil power production (IEA World Energy Outlook, 2012) 45,000,000 1,286 of CO2 savings t forest area km2 35.86 km 80 turbines, 25 years 35.86 km During its estimated lifetime the wind power plant produces 53,000,000 MWh and saves 45,000,000 tonnes of CO2, which is equal to the amount of CO2 absorbed by a forest with an area of 1,286 km2 over 25 years. 9  Every stage counts Contributions to global warming To examine how much each stage of the wind power plant’s life cycle contributes to global warming, we assessed their specific CO2 emissions (figure below). Percentage of global warming contribution from each life cycle stage (g CO2 eq/kWh) 100 % 80 % 69 % 60 % 40 % 20 % 12 % 13 % 6% 0% -20 % -18 % -40 % Materials Manufacturing Installation Operation & Dismantling & Maintenance end-of-life The main contributor to global warming is the Material stage (69%) because of emissions during material extraction. There are almost no emissions during wind power plant operation, and there is even an offset to emissions at end-of-life because so many of the materials are recyclable. Component and material group contribution to CO2 eq emission Each component and material group contributes to the total CO2 eq emissions of the wind power plant. Among the components, the turbine’s tower and foundation con- tribute more than 50%, followed by connecting cables, blades and nacelle. In terms of material group contribution, steel has the highest impact on global warming, followed by aluminum and epoxy. The category with other materials consists of minerals, various plastics, chemicals, and wood. 10 Global warming contribution of main components in the wind power plant (CO2 eq) Substations (3%) Hub (5%) Nacelle (11%) Foundation (39%) Blades (11%) Connecting Cables (14%) Tower (17%) Global warming contribution per material group in the wind power plant (CO2 eq) Other materials (3%) Copper (2%) Fiberglass (3%) Cast Iron (4%) Polyurethane (6%) Epoxy (8%) Steel (65%) Aluminum (9%) 11  Taking a holistic view Assessing additional impact categories on reducing the greenhouse gas emissions Environmental sustainability also con- raises the risk of increasing other environ- cerns problems other than climate mental impacts. In this EPD we have change; for example, chemical pollution chosen to present five different categories and resource depletion. that are relevant to infrastructure projects. Electricity produced by a wind power plant can be assessed for different envi- The resource- and toxicity-related impacts ronmental impact categories. Such an were assessed using Impact 2002+v2.1 assessment shows that focusing solely and USEtox v1.01. Definitions of most relevant environmental impact categories Global warming: An environmental impact caused by the increased concentration of greenhouse gases in the atmosphere. Mineral extraction: The removal of minerals from the environment, which decreases their availability. Land occupation: The ecological damage to biodiversity resulting from land use. The damage is based on empirical observations of the number of plant and animal species affected per area type. Ecotoxicity: The toxic effects of natural or synthetic pollutants on flora and fauna. Human toxicity: The degree to which substances are toxic to humans. 12  Contribution of each Life Cycle Stage to the most relevant impact categories Global warming (kg CO2 eq) Mineral extraction (MJ surplus) Land occupation (m2org.arable) Ecotoxicity (CTUe) Human toxicity, non- cancer (CTUh) Human toxicity, cancer (CTUh) -100 % -50 % 0% 50 % 100 % Materials Manufacturing Installation Operation Dismantling & end-of-life Other environmental impacts Planning a new wind power plant includes assessing the environmental impact of the installation and operation phases to minimize negative impacts. Often these assess- ments focus on birds, marine wildlife and visual impacts. How a wind power plant impacts its surroundings varies depending on its location and is not included in our LCA study. 13  End-of-life is not really the end Recycling turbine materials Options for recycling or disposal When wind turbines are dismantled, it is The metals in the wind power plant com- typically not because they have reached ponents are to a great extent recycled end-of-life but because they are replaced at their end-of-life. The blades, which are with larger turbines. Consequently, most made of epoxy and fiberglass, may be dismantled turbines are refurbished and shredded and incinerated. The burning sold for installation elsewhere. of epoxy generates energy, which can be recovered. The residues from fiber- When disposing of wind turbines, recy- glass incineration can be used in other cling is the preferred solution. This not secondary applications e.g. for cement only prevents the materials from being production. Magnets from the direct sent to landfills, but also reduces the drive turbines can be demagnetized, need for extracting of primary materials. remagnetized and reused or used for new magnet production. Increasing recyclability of the turbine components is high on our agenda and we continually participate in projects to support development of more recycling options. 14 Ready for the future Siemens Wind Power strives to continually improve wind turbine performance by including environmental requirements in our design phase. We focus on increasing the annual energy output of the turbines and improving the material efficiency of their components. Our improvement projects also focus on optimizing processes during manufacturing, installation, operation and maintenance, and dismantling and end-of-life. All these initiatives will contribute to even lower CO2eq per kWh of electricity delivered to the grid. 15 Siemens AG Wind Power Lindenplatz 2 20099 Hamburg, Germany siemens.com/wind For more information, please contact our Customer Support Center. Phone: +49 180 524 70 00 Fax: +49 180 524 24 71 (Charges depending on provider) E-mail: [email protected] Wind Power Order No. E50001-D310-T209-X-7600 RS 15_01_131 Printed on elementary chlorine-free bleached paper. Subject to change without prior notice. All rights reserved. The information in this document contains general descriptions of the technical options available, which may Trademarks mentioned in this document are the property not apply in all cases. The required technical options of Siemens AG, its affiliates, or their respective owners. should therefore be specified in the contract.  Hr Lauri Ulm Teie 27.05.2015 nr TO-JUH-6/17 Eesti Energia AS Taastuvenergia ja väikekoostootmine Meie 18.06.2015 nr 2-7/2015/345-2 [email protected] Tehniliste tingimuste taotlus Lugupeetud härra Ulm Vastuseks Eesti Energia AS poolt Elering AS-le (edaspidi Elering) 27.05.2015.a esitatud taotlustele väljastab Elering käesoleva kirjaga tehnilised tingimused meretuulepargi planeeritud võimsusega kuni 999 MW liitumiseks Sindi alajaamas. Käesolevad tehnilised tingimused on mittesiduvad ning koostatud arvestades nende väljastamise ajal Eleringi poolt sõlmitud liitumislepinguid ning Eleringi poolt esitatud liitumislepingu pakkumisi. Tehniliste tingimuste koostamisel aluseks võetud asjaolude muutumisel peate arvestama, et Eleringil on õigus vastavalt muuta ka tehnilisi tingimusi. Liitumine võimalik Sindi alajaamas pingel 330 kV. Liitumise mahus tuleb ehitada kas 110 kV või 330 kV liinid eelpool nimetatud alajaamani. Liinid jäävad liituja omandusse. Lisaks eeldab antud liitumine olenevalt eelnevalt liitunud ning kehtivat liitumispakkumist omavate elektrijaamade mahust uute 110 kV ja/või 330 kV liinide ehitamist ning alajaamade rekonstrueerimist Lääne-, Loode ja Kesk-Eestis, mis on vajalikud töökindluse tagamiseks. Nimetatud liinid ja alajaamad jäävad Eleringi omandusse ning nende maksumus tuleb tasuda liitujal. Liitumise protseduurilised tingimused Elektrivõrguga liitumist ja elektrijaamale kohaldatavad nõuded on sätestatud Vabariigi Valituse määrusega nr 184 „ Võrgueeskiri“. Võrgueeskiri on leitav Riigi Teataja kodulehel: https://www.riigiteataja.ee/akt/129122012061?leiaKehtiv. Eleringi AS poolt hallatava põhivõrguga liitumiseks tuleb esitada liitumistaotlus koos vajalike lisadega. Kogu liitumise protsess põhineb dokumendil „Põhivõrguga liitumise tingimused“ ning selle dokumendiga seotud lisadel. Hetkel kehtivad Põhivõrguga liitumise tingimused on leitavad Eleringi kodulehelt: http://elering.ee/public/Teenused/Tootja_liitumine/Pohivorguga_liitumise_tingimused.docx Liitumistaotluseks esitamiseks vajalikud vormid ja muuhulgas liitumisega kaasnevad täiendavad nõuded leiate põhivõrguga liitumiste tingimuste lisast 1 – tehnilised nõuded ja eeskirjad. Põhivõrguga liitumise tingimuste lisa nr 1 on leitav siit: http://elering.ee/public/Teenused/Tootja_liitumine/Uued_vorguga_liitumise_tingimused/Pohivorguga_l iitumise_tingimuste_lisa_1_-_tehnilised_nouded_ja_eeskirjad_.docx Elering AS | Registrikood/Reg. code 11022625 | Kadaka tee 42, 12915 Tallinn, Estonia | Tel/Ph + 372 715 1222 | Faks/Fax + 372 715 1200 | www.elering.ee Täpsemalt saate liitumise nõuetest lugeda Eleringi kodulehel: http://elering.ee/vorguga-liitumise- tingimused-5/. Eeltoodud orienteeruvad liitumistasud jäävad täies mahus Liituja kanda, mille täpne suurus selgub liitumispakkumuse koostamisel. Elering väljastab liitumispakkumise 90 päeva jooksul alates korrektse liitumistaotluse esitamisest ning menetlustasu laekumisest. Peale liitumispunkti valmimist tuleb sõlmida Eleringiga võrguleping. Võrgulepingu kehtivuse ajal reguleerivad pooltevahelisi suhteid muuhulgas ka Eleringi võrgulepingu tüüptingimused, mis on leitavad Eleringi kodulehelt: http://elering.ee/public/Teenused/Vorguteenus/Elering_AS_vorgulepingu_tuuptingimused_alates_10. 08.2014.pdf. Lugupidamisega /allkirjastatud digitaalselt/ Jarmo Saar liitumiste talitus liitumiste projektijuht Tel: 715 1511 Elering AS | Registrikood/Reg. code 11022625 | Kadaka tee 42, 12915 Tallinn, Estonia | Tel/Ph + 372 715 1222 | Faks/Fax + 372 715 1200 | www.elering.ee