Sikvalandskula, Time og Gjesdal kommune, Rogaland Beregninger av støy og skyggekast

Transkript

1 Sikvalandskula, Time og Gjesdal kommune, Rogaland Beregninger av støy og skyggekast Report: KVT/OU/2013/R022

2

3 Innhold 1 INNLEDNING STØY GRUNNLAG OG METODIKK STØYMOTTAKERE RESULTAT 5 3 SKYGGEKAST SKYGGEKAST FRA VINDTURBINER KUNNSKAPSNIVÅ ANGÅENDE EFFEKT AV SKYGGEKAST GRENSEVERDIER REFLEKSBLINK FRA VINDTURBINER DATAGRUNNLAG METODIKK RESULTAT 11 4 VURDERINGER FEILKILDER OG USIKKERHET AVBØTENDE TILTAK 15 5 BIBLIOGRAFI VEDLEGG A KOORDINATER VEDLEGG B WINDPRO UTSKRIFTER /19

4 1 Innledning Det er gjort støy og skyggekastberegninger for en planlagt vindpark på Sikvalandskula. Den planlagte vindparken består av 15 turbiner, koordinatene er gitt i Appendiks A. Det er utført beregninger for turbiner av typen REpower 3.4M med navhøyde 80 m. Det er kartlagt 29 bygninger, som kan være utsatt for støy over L den 40 db(a), i området rundt parken som det er gjort støy- og skyggekastberegninger for. Av disse er 12 helårsboliger og 17 fritidsboliger. Kartlegging av beliggenhet og bruk er gjort av Lyse Produksjon AS. Koordinater for mottakerne er gitt i Appendiks A. Den planlagte vindparken og de aktuelle bygningene er vist i kartet i Figur 1. 3/19

5 Figur 1: Oversiktskart over Sikvalandskula, med vindturbiner og evaluerte bygninger. 4/19

6 2 Støy 2.1 Grunnlag og metodikk En vindturbin i drift kan forårsake sjenerende støy. Støy som skyldes vindturbinene er beregnet i henhold til den norske utgaven av standarden ISO Beregningene er utført i beregningsprogrammet WindPRO 2.8 (EMD 2012). Ved benyttelse av den norske støymodellen i WindPRO2.8 kan man ikke justere markdempingen i området, men modellen inkluderer effekten av terrenget i beregningene. I følge Miljøverndepartementets retningslinje for behandling av støy i arealplanlegging ( T ) skal støyberegninger gjøres for vindhastigheten 8 m/s da det normalt er ved denne vindhastigheten at støynivået fra en vindpark oppfattes som sterkest. Ved høyere vindhastigheter vil bakgrunnsstøyen fra selve vinden i økende grad bli den dominerende støykilden. Rundt en støykilde defineres to soner: Rød sone, denne sonen er nærmest støykilden. Sonen angir et område som ikke er egnet til støyfølsomme bruksformål. I følge ovennevnte rundskriv ( T ) er grenseverdien for rød sone for en vindpark L den 55 db(a). Gul sone, ligger lenger vekk fra støykilden enn rød sone. Dette er en vurderingssone i forhold til aktivitet. I følge ( T ) er grenseverdien for gul sone for en vindpark L den 45 db(a). For beregningen er det benyttet oppgitt data for kildestøy fra EMD sin database for REpower 3.4M. Kildestøyen er 105,6 db(a) 10m over bakken ved 8 m/s. Spesifisering av støy er gjort i henhold til IEC Støymottakere Støymottakere for beregningene er avmerket i kart av Lyse Produksjon AS. I denne dokumentasjonen er det en differensiering i helårsboliger og fritidsboliger. Totalt er 29 støymottakere kartlagt, hvorav 12 er helårsboliger og 17 er fritidsboliger. Koordinatene til støymottakerne er gitt i Vedlegg A Koordinater. 2.3 Resultat Støysonekart er beregnet som et worst case for mottakerne. For kartet er det forutsatt at vindretningen alltid er fra turbinen mot mottakeren. Støysonekartet er vist i Figur 2. Resultatet for beregningene er for 4 m over bakken. Det er definert 29 støyfølsomme lokaliteter i området rundt den planlagte vindparken. Støynivået for de enkelte bygningene er gitt i Tabell 1. Kravet i forhold til L den 45 db(a) for gul sone blir tangert eller oversteget for ti av bygningene, disse er markert med lyserød bakgrunn. 5/19

7 Tabell 1 Støynivå for hver av mottakerne i området rundt vindparken på Sikvalandskula. Helårsboliger starter med B (bolig), og fritidsboliger starter med H (hytter). Bygning L den [db(a)] Bygning L den [db(a)] B01 46,7 H01 47,5 B02 46,7 H02 49,5 B03 44,3 H03 47,3 B04 44,9 H04 56,9 B05 44,4 H05 54,2 B06 44,8 H06 42,2 B07 45,1 H07 44,1 B08 45,0 H08 43,9 B09 45,4 H09 43,2 B10 40,6 H10 42,7 B11 44,0 H11 40,7 B12 44,2 H12 40,3 H13 41,0 H14 42,7 H15 40,4 H16 42,3 H17 42,8 Av disse ti bygningene hvor grenseverdien for gul sone er oversteget er fem helårsboliger og fem fritidsboliger. For helårsboligene er høyeste støynivå 46,7 db(a) L den, mens høyeste støynivå for fritidsboligene er 56,9 db(a) L den (H04). Beregningsresultatet er lagt ved som utskrift fra WindPRO i Vedlegg B WindPRO utskrifter. 6/19

8 Figur 2: Støysone kart for REpower 3.4M turbinene på Sikvalandskula. 7/19

9 3 Skyggekast 3.1 Skyggekast fra vindturbiner Når en vindpark er i drift vil vindturbinene gi roterende skygger. Dette kan være sjenerende, spesielt når de faller på lysåpninger som vinduer. Den roterende skyggen vil da for de som sitter innendørs gi en blinkende effekt, gjerne kaldt stroboskopeffekten. Skyggekast kan også være sjenerende når man oppholder seg utendørs. Skyggen av en stillestående turbin vil normalt oppleves som uproblematisk. Hvor og når skyggekast oppstår avhenger av mottakers lokalisering i forhold til vindparken, lokal topografi, solens posisjon på himmelen, skydekke og vindforhold. Man får mest skyggekast når solen står lavt, slik at skyggene blir lange. Effekten av skyggene avtar med avstanden fra vindturbinene, dette fordi turbinbladene da vil dekke en mindre del av solskiven slik at skyggen blir mer diffus. 3.2 Kunnskapsnivå angående effekt av skyggekast Kunnskapsnivået rundt effektene av skyggekast er forholdsvis begrenset. I Tyskland er det imidlertid gjennomført en feltstudie i 1999 og et laboratorieforsøk i I feltstudien (Pohl, Faul og Mausfeld 1999) oppga deltakerne at skyggekast var en belastning. I laboratorieforsøket (Pohl, Faul og Mausfeld 2000) ble det påvist stressymptomer hos de som ble utsatt for skyggekast. Yngre personer viste seg å takle belastningen av skyggekast bedre enn eldre personer. Stressymptomene som ble funnet var moderate, men det påpekes at langtidsvirkninger kan være større. 3.3 Grenseverdier Det finnes i dag ingen norske retningslinjer for grenseverdier for hva som aksepteres av skyggekast. For Sverige og Danmark er det utarbeidet retningslinjer (Boverket u.d.), som også benyttes for norske vindparker. Ved beregning av skyggekasttid beregnes to tilfeller, worst case og faktisk forventet skyggetid. Worst case beregningen gir antall skyggetimer turbinene kan forårsake for en mottaker gitt at avstandene mellom turbinene og mottaker er tilstrekkelig korte, og solen er oppe. For faktisk forventet tid med skyggekast tar man hensyn til sannsynligheten for sol, driftstid for vindturbinen og vindretningen. De danske retningslinjene gir følgende grenseverdier. Teoretisk skyggetid ( worst case ) < 30 timer/år Faktisk forventet skyggetid < 10 timer/år Faktisk forventet skyggetid < 30 minutter/dag Disse retningslinjene er benyttet for vurdering av beregningsresultatene i denne analysen. Hovedfokus og skyggekast kart er basert på kriteriet faktisk forventet skyggetid over året. Det er denne størrelsen NVE har basert sine vurderinger på i tidligere konsesjonstildelinger (for eksempel Høg Jæren og Bjerkreim 1 ). Verdiene gitt ovenfor er retningslinjer for maksimal tid med skyggekast, men de er ikke endelige krav. Det er den faktiske skyggetiden som mottakerne opplever som vil være avgjørende for hvor belastende skyggekastene er /19

10 3.4 Refleksblink fra vindturbiner Mulige belastninger knyttet til refleksblink behandles ofte sammen med temaet skyggekast. Refleksblink forekommer når solen reflekteres i blanke flater på turbinbladene. Turbinbladenes roterende bevegelse vil da gjøre at refleksjonen oppfattes som blink. Refleksblink er mer komplisert å beregne enn skyggekast fordi omfanget av refleksblink også vil avhenge av turbinbladenes utforming og vridning (pitch). Problemet kan imidlertid minimeres ved å velge overflatebehandlinger med meget lave glanstall (Danske Energistyrelsen 2002). Dersom det tas tilstrekkelig hensyn ved fargevalg og overflatebehandling av turbinbladene vil belastningen av refleksblink være liten. 3.5 Datagrunnlag Mottakerne benyttet for støyberegningene er også benyttet for skyggeberegningene. Det er totalt 29 skyggemottakere kartlagt, koordinatene til skyggekastmottakerne er gitt i Vedlegg A Koordinater. For beskrivelse av topografi er det benyttet høydekoter med ekvidistanse på 5 m. Det er beregnet skyggekast for turbiner av typen REpower 3.4M 3,4 MW med navhøyde på 80 m. Rotordiameteren er 104 m. Den planlagte vindparken består av 15 turbiner og koordinatene er gitt i Vedlegg A Koordinater. Driftstiden for vindturbinen er beregnet ut fra at turbinen roterer kun mellom hastighetene på 4 m/s og 25 m/s, som er det hastighetsintervallet hvor turbinen generer kraft. Solstatistikk er beregnet fra observasjoner av midlere skydekke fra januar 2000 til desember 2012 ved Sola flyplass, med unntak av data for Dataene er hentet fra som driftes av Meteorologisk institutt. Stasjonen er valgt på grunn av den nære beliggenheten til den planlagte vindparken. Ut fra månedlig midlere skydekke er månedlig solsannsynlighet beregnet, denne er gitt Tabell 2. Det er knyttet usikkerhet til beregning og bruk av solsannsynlighet, dette er diskutert senere i rapporten. Solsannsynlighet angir sannsynligheten for solskinn når solen er oppe. WindPRO regner ut daglengden (maksimal antall soltimer) for hver dag gjennom hele året basert på breddegrad. Dermed tar beregningen hensyn til kortere dager om vinteren og lengre dager om sommeren. Tabell 2: Beregnet solsannsynlighet for Sola. Måned Solsannsynlighet 0,27 0,28 0,30 0,33 0,40 0,34 0,31 0,31 0,30 0,30 0,29 0,29 Vindforholdene er hentet fra vindressursfila som ble benyttet i produksjonsberegningen på Sikvalandskula (KVT/TR/2012/R ). Vindstatistikken er for et punkt plassert sentralt i parken (Euref 89 UTM sone 32: E , N ). Dette punktet er det nærmeste den anbefalte plasseringen av innledende målemast. Den forventede vindrosen er vist i Figur 3. Som man kan se fra vindrosen er hovedvindretningene fra nordvest og sørøst. 9/19

11 Figur 3: Forventet vindrose på Sikvalandskula. 3.6 Metodikk Beregningen av skyggekast er utført i WindPRO versjon 2.8 (EMD 2012). Ved beregning av skyggekast fra vindturbiner er det gjort antagelser og forenklinger, basert på tidligere erfaring og metodikk fra andre land. Dersom turbinen står stille vil den ikke gi sjenerende skygger. Timer med stillestående turbiner inkluderes derfor ikke i antall timer med skyggekast. Skyggen elimineres helt eller delvis dersom solen er dekket av skyer. Dersom vindretningen ikke er den samme som solens innfallsvinkel vil omfanget av skyggekast bli mindre. Dette er fordi vindturbinene dreier med vindretningen for å oppnå høyest mulig energiproduksjon. Situasjoner hvor bebyggelsen er plassert mer enn 2 km fra nærmeste turbin, solen står lavere enn 3 over horisonten eller rotorbladene dekker mindre enn 20 % av solskiven er ikke inkludert i beregningene. Det er antatt at skyggeeffekten i disse situasjonene er så diffuse at de er neglisjerbare. Dette er basert på tyske retningslinjer (EMD 2012). Det er i tillegg gjort beregning av ZVI (Zones of Visual Influence). Det vil si å beregne om en turbin er synlig fra bygningen. Om den ikke er synlig, vil den ikke bidra til skyggekastberegningen. Det er også tatt hensyn til topografisk skygge i beregningen. Det vil si at man bruker topografien i stedet for horisonten i beregningen av om sol treffer turbin og bygning. Det er plassert skyggemottakerobjekt på bygninger lokalisert nær vindparken. Det er antatt at bygningene har vinduer på alle sider, dermed vil det alltid være vinduer rettet mot vindparken. Vinduene er 2 m * 2 m og plassert 1 m over bakkenivå. Vinduene er plassert 90 (vertikalt) med bakkenivået. Det er også beregnet et skyggekastkart for området rundt vindparken (Figur 4). Oppløsningen i det beregnede kartet er på 10 m * 10 m. Det er avvik mellom verdiene i tabellen og verdiene i kartet. Dette skyldes at kartet viser skyggekast for et punkt på bakken mens antall skyggetimer beregnet for bygningene, gitt i Tabell 4 og Figur 4, er for vertikale vinduer med størrelse 2 m * 2 m plassert 1 m over bakken. Kartet vil derfor kun være en indikasjon på forventet 10/19

12 skyggekast for en mottaker. Man kan derfor ikke benytte kartet til å finne verdiene for bygninger siden dette avhenger av bygningens og vinduenes størrelse. Tiden man opplever skyggekast vil være lik eller lengre enn det kartet viser (for de bygningene som er med i beregningen er verdiene i kartet i gjennomsnitt 5 % lavere enn beregnet verdi for bygningene). 3.7 Resultat Turbinenes beregnede driftstid for hver sektor er spesifisert i Tabell 3. Den totale driftstiden til den planlagte vindturbinen er beregnet til å være 8131 timer per år. Tabell 3: Beregnet årlig driftstid per sektor for planlagt vindpark på Sikvalandskula. Sektor N NNØ ØNØ Ø ØSØ SSØ S SSV VSV V VNV NNV Totalt Driftstid [t] Tid med skyggekast for de 29 bygningene er gitt i Tabell 4, det er også spesifisert hvilke turbiner som forårsaker skyggekast. De danske retningslinjene for forventet antall timer med skyggekast blir oversteget for tre bygninger, alle disse er fritidsboliger. Den maksimale grensen for skyggekast på en dag er satt til 30 minutter. Denne er her beregnet basert på worst case og oversteget i 12 bygninger, hvorav 2 er helårsboliger. Grenseverdiene for worst case scenario i timer per år overstiges også for de samme 12 bygningene. De bygningene som har oversteget grenseverdien er merket med lyserød bakgrunn i Tabell 4. 11/19

13 Tabell 4: Beregnet skyggekast for mottakerne rundt Sikvalandskula. Helårsboliger starter med B (bolig), og fritidsboliger starter med H (hytter). De felter der kriteriet er oversteget er merket med lyserød bakgrunn. Bygning Skyggekast Turbiner "Worst case" Forventningsverdier [timer/år] [dager/år] [timer/dag] [timer/år] B01 3: :12 0:30 1 B02 10: :20 1:56 1, 2 B03 10: :19 2:22 1, 2 B04 0: :00 0:00 - B05 9: :16 2:12 2 B06 0: :00 0:00 - B07 14: :27 3:19 1 B08 14: :25 3:30 1 B09 2: :08 0:38 1 B10 0: :00 0:00 - B11 57: :53 8:06 5, 6, 13, 14, 15 B12 56: :53 7:36 5, 6, 13, 14, 15 H01 79: :53 15:40 2, 3, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 H02 57: :13 9:23 12, 13, 14 H03 42: :39 7:54 6, 13, 14, 15 H04 285: :54 54:37 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11, 12, 13 H05 191: :05 37:11 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11 H06 55: :05 8:22 6, 13, 14, 15 H07 33: :16 4:55 6, 12, 13, 14, 15 H08 60: :56 8:37 5, 6, 13, 14, 15 H09 56: :59 7:54 6, 13, 14, 15 H10 54: :55 7:34 6, 13, 14, 15 H11 0: :00 0:00 - H12 0: :00 0:00 - H13 0: :00 0:00 - H14 12: :17 2:54 1, 2 H15 0: :00 0:00 - H16 21: :17 4:31 7, 8, 9, 10 H17 28: :18 5:45 7, 8, 9, 10, 11 Perioder av året og tid på døgnet de ulike skyggemottakerne er utsatt for skyggekast er oppsummert i Tabell 5. I denne oversikten er døgnet delt inn i tre perioder. Morgen er før klokken 12, ettermiddag er mellom klokken 12 og 16 og kveld er senere enn klokken 16. En grafisk fremstilling av dette er gitt i Vedlegg B WindPRO utskrifter. Kart med beregnet skyggekast tid er vist i Figur 4. Resultatutskrift fra WindPRO er gitt i Vedlegg B WindPRO utskrifter. 12/19

14 Tabell 5: Beregnet skyggekast for bygninger rundt Sikvalandskula. De bygningene der kriteriet for forventet årlig skyggekast er oversteget er merket med lyserød bakgrunn. Helårsboliger starter med B (bolig), og fritidsboliger starter med H (hytter). Bygning Berørte måneder Periode på døgnet B01 februar-mars, oktober kveld B02 mars-april, september-oktober kveld B03 april-mai, juli-september kveld B B05 mai-juli kveld B B07 april-mai, august kveld B08 mai, juli-august kveld B09 juni-juli kveld B B11 januar-februar, oktober-desember ettermiddag B12 januar-februar, oktober-desember ettermiddag H01 januar-mai, august-desember morgen, ettermiddag H02 januar-mars, oktober-november morgen, ettermiddag H03 februar-april, august-oktober ettermiddag, kveld H04 januar-november morgen, ettermiddag, kveld H05 januar-november morgen, ettermiddag, kveld H06 januar, november-desember morgen, ettermiddag H07 januar-februar, november-desember morgen, ettermiddag H08 januar-februar, november-desember morgen, ettermiddag H09 januar-februar, november-desember morgen, ettermiddag H10 januar-februar, november-desember ettermiddag H H H H14 april-mai, juli-september kveld H H16 januar-mars, september-desember morgen H17 januar-mars, september-desember morgen 13/19

15 KVT/OU/2013/R022 Figur 4: Kart over Sikvalandskula med forventet skyggetimer per år, berørte bygninger og involverte turbiner. Kartet er beregnet for punkter på bakken og er kun en indikasjon på skyggekast for en bygning. Kartet kan derfor ikke brukes for å finne forventet skyggetid for mottakerne. Skyggetiden for en bygning vil være lik eller lengre enn det kartet viser. 14/19

16 4 Vurderinger 4.1 Feilkilder og usikkerhet Vindstatistikken er basert på målinger på Stigafjell og Ulvarudla. Dette ligger i litt avstand til Sikvalandskula, så det vil være noe usikkerhet knyttet til ekstrapoleringen. Dette vil allikevel være av liten betydning for disse beregningene. Det er også knyttet usikkerhet til observasjonene av sol og skydekke, som er utført på Sola flyplass som ligger nærmere kysten enn vindparken. Påvirkning fra vindturbinene med hensyn til støy og skyggekast for andre lokaliteter enn de som er representert med de 29 kartlagte bygningene er ikke vurdert i denne analysen. Beregningene er sensitive med hensyn til plassering av mottakerne. Små endringer i angitt posisjon kan endre resultatet med hensyn til skygge og støy. Den antatte vindusflaten på 2 m * 2 m er også en usikkerhetskilde. Dersom boligene er plassert i områder med tett vegetasjon, vil dette ha skjermende effekt både for skyggekast og støy fra turbinene. Det er ikke tatt hensyn til dette i beregningene. På bakgrunn av de ulike mulige feilkildene er det derfor usikkerhet knyttet til beregningsresultatene. Denne usikkerheten er ikke estimert i denne analysen. 4.2 Avbøtende tiltak For støy blir grenseverdien for gul sone på L den 45 db(a) tangert eller oversteget for ti bygninger. Det bør utføres kontrollmålinger av støynivået etter at vindparken er satt i drift. Målingene bør gjennomføres over lenger tid og omfatte ulike vær- og vindforhold. Anbefalt metode for støyreduksjon er justering av effektkurven til turbinen. Dette vil påvirke energiproduksjonen. Justeringen kan gjøres etter at vindturbinen er satt i drift, dersom støynivået viser seg å være for høyt. Andre avbøtende tiltak som ikke vil påvirke energiproduksjonen er beplantning og lydisolerende tiltak på bygningene. For skyggekast vil avbøtende tiltak være avstenging av turbiner i gitte perioder og for gitte sektorer, alternativt kan beplantning også redusere skyggekastproblematikken. 15/19

17 5 Bibliografi T Støy i arealplanlegging. Miljøverndepartementet, Boverket. Vindkraftshandboken - Planering och provning av vindkraftverk på land och i kustnära vattenområden.. EMD. WindPRO 2.8 User Guide 1. edition. EMD International AS, KVT/TR/2012/R087. «Sikvalandskula, Time and Gjesdal kommune, Rogaland; Energy yield estimate.» Pohl, J., F. Faul, og R. Mausfeld. Belästigung durch periodischen Schattenwirf von Windenergieanlagen Feldstudie. Staatliches Umweltamt Schleswig, Pohl, J., F. Faul, og R. Mausfeld. Belästigung durch periodischen Schattenwirf von Windenergieanlagen Laborpilotstudie. Staatliches Umweltamt Schleswig, /19

18 Vedlegg A Koordinater Tabell 6: Koordinater for turbinene på Sikvalandskula i UTM sone 32 koordinater. Turbin E N /19

19 Tabell 7: Koordinater for bygninger på Sikvalandskula i UTM sone 32 koordinater. Helårsboliger starter med B (bolig), og fritidsboliger starter med H (hytter). Bygning Øst Nord B B B B B B B B B B B B H H H H H H H H H H H H H H H H H /19

20 Vedlegg B WindPRO utskrifter 19/19

21 Project: Sikvalandskula Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim DECIBEL - Main Result Calculation: Noise REpower red Norwegian rules for noise calculation. The calculation is based on "Veileder til Miljøverndepartementets retningslinje for behandling av støy I arealplanlegning (støyretningslinjen)", SFT, 2005 The calculation is based on ISO and assumes uniform directional distribution WindPRO version des 2012 Printed/Page :24 / 1 Licensed user: Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: :23/ Noise values in calculation: All noise values are Lden values New WTG Scale 1: Noise sensitive area WTGs UTM WGS84 Zone: 32 WTG type Noise data East North Z Row data/description Valid Manufact. Type-generator Power, Rotor Hub Setting Creator Name Wind LwA,ref Pure rated diameter height speed tones [m] [kw] [m] [m] [m/s] [db(a)] REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No REpower 3.4M !O!... Yes REpower 3.4M Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level No Calculation Results WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax , windpro@emd.dk

22 Project: Sikvalandskula Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim DECIBEL - Main Result Calculation: Noise REpower red WindPRO version des 2012 Printed/Page :24 / 2 Licensed user: Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: :23/ Sound Level Noise sensitive area UTM WGS84 Zone: 32 Demands Sound Level Demands fulfilled? No. Name East North Z Imission Noise From WTGs Noise height [m] [m] [db(a)] [db(a)] B1 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (34) No B10 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (43) Yes B11 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (44) Yes B12 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (45) Yes B2 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (35) No B3 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (36) Yes B4 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (37) Yes B5 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (38) Yes B6 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (39) Yes B7 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (40) No B8 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (41) No B9 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (42) No H1 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (46) No H10 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (55) Yes H11 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (56) Yes H12 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (57) Yes H13 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (58) Yes H14 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (59) Yes H15 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (60) Yes H16 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (61) Yes H17 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (62) Yes H2 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (47) No H3 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (48) No H4 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (49) No H5 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (50) No H6 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (51) Yes H7 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (52) Yes H8 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (53) Yes H9 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (54) Yes Distances (m) WTG NSA B B B B B B B B B B B B H H H H H H H H H H H H H H H H H WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax , windpro@emd.dk

23 Project: Sikvalandskula Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim SHADOW - Main Result Calculation: REpower red med toposhadow 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 des 2012 Printed/Page :09 / 1 Licensed user: Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: :09/ Minimum sun height over horizon for influence 3 Day step for calculation 1 days Time step for calculation 1 minutes Sunshine probability S/S0 (Sun hours/possible sun hours) [] Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Operational hours are calculated from WTGs in calculation and wind distribution: Fiktiv målemast Operational time N NNE ENE E ESE SSE S SSW WSW W WNW NNW 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: hoyde_merged_5m_20m_sikvalandskula.wpo (21) Obstacles used in calculation Eye height: 1.5 m Grid resolution: 10.0 m Topographic shadow included in calculation New WTG Scale 1: Shadow receptor WTGs UTM WGS84 Zone: 32 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] REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M REpower 3.4M !O! hub:... Yes REpower 3.4M Shadow receptor-input UTM WGS84 Zone: 32 No. East North Z Width Height Height Degrees from Slope of Direction mode a.g.l. south cw window [m] [m] [m] [m] [ ] [ ] B "Green house mode" B "Green house mode" B "Green house mode" B "Green house mode" B "Green house mode" B "Green house mode" To be continued on next page... WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax , windpro@emd.dk

24 Project: Sikvalandskula Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim SHADOW - Main Result Calculation: REpower red med toposhadow...continued from previous page UTM WGS84 Zone: 32 No. East North Z Width Height Height Degrees from Slope of Direction mode a.g.l. south cw window [m] [m] [m] [m] [ ] [ ] B "Green house mode" B "Green house mode" B "Green house mode" B "Green house mode" B "Green house mode" B "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" H "Green house mode" WindPRO version des 2012 Printed/Page :09 / 2 Licensed user: Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: :09/ 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] B1 3: :12 0:30 B10 0:00 0 0:00 0:00 B11 57: :53 8:06 B12 56: :53 7:36 B2 10: :20 1:56 B3 10: :19 2:22 B4 0:00 0 0:00 0:00 B5 9: :16 2:12 B6 0:00 0 0:00 0:00 B7 14: :27 3:19 B8 14: :25 3:30 B9 2: :08 0:38 H1 79: :53 15:40 H10 54: :55 7:34 H11 0:00 0 0:00 0:00 H12 0:00 0 0:00 0:00 H13 0:00 0 0:00 0:00 H14 12: :17 2:54 H15 0:00 0 0:00 0:00 H16 21: :17 4:31 H17 28: :18 5:45 H2 57: :13 9:23 H3 42: :39 7:54 H4 285: :54 54:37 H5 191: :05 37:11 H6 55: :05 8:22 H7 33: :16 4:55 H8 60: :56 8:37 H9 56: :59 7:54 WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax , windpro@emd.dk

25 Project: Sikvalandskula Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim SHADOW - Main Result Calculation: REpower red med toposhadow Total amount of flickering on the shadow receptors caused by each WTG No. Name Worst case Expected [h/year] [h/year] 1 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (798) 46:33 10:20 2 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (799) 36:20 7:41 3 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (800) 20:40 3:02 4 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (801) 75:39 12:18 5 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (802) 186:20 36:29 6 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (803) 165:24 30:26 7 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (804) 23:54 4:30 8 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (805) 22:11 4:07 9 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (806) 29:52 5:49 10 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (807) 30:40 6:09 11 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (808) 29:00 5:47 12 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (809) 30:56 5:48 13 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (810) 91:11 15:39 14 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (811) 104:55 16:17 15 REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (812) 141:28 21:21 WindPRO version des 2012 Printed/Page :09 / 3 Licensed user: Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: :09/ WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax , windpro@emd.dk

26 WindPRO version des 2012 Project: Printed/Page Sikvalandskula :11 / 1 Licensed user: Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: :09/ SHADOW - Calendar, graphical Calculation: REpower red med toposhadow WTGs 1: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (798) 13: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (810) 2: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (799) 14: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (811) 5: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (802) 15: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (812) 6: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (803) WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax , windpro@emd.dk

27 WindPRO version des 2012 Project: Printed/Page Sikvalandskula :11 / 2 Licensed user: Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: :09/ SHADOW - Calendar, graphical Calculation: REpower red med toposhadow WTGs 1: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (798) 2: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (799) WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax , windpro@emd.dk

28 WindPRO version des 2012 Project: Printed/Page Sikvalandskula :11 / 3 Licensed user: Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: :09/ SHADOW - Calendar, graphical Calculation: REpower red med toposhadow WTGs 1: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (798) 10: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (807) 2: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (799) 11: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (808) 3: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (800) 12: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (809) 6: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (803) 13: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (810) 7: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (804) 14: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (811) 8: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (805) 15: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (812) 9: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (806) WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax , windpro@emd.dk

29 WindPRO version des 2012 Project: Printed/Page Sikvalandskula :11 / 4 Licensed user: Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: :09/ SHADOW - Calendar, graphical Calculation: REpower red med toposhadow WTGs 3: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (800) 10: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (807) 4: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (801) 11: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (808) 5: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (802) 12: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (809) 6: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (803) 13: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (810) 7: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (804) 14: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (811) 8: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (805) 15: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (812) 9: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (806) WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax , windpro@emd.dk

30 WindPRO version des 2012 Project: Printed/Page Sikvalandskula :11 / 5 Licensed user: Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: :09/ SHADOW - Calendar, graphical Calculation: REpower red med toposhadow WTGs 2: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (799) 10: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (807) 3: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (800) 11: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (808) 4: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (801) 12: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (809) 5: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (802) 13: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (810) 6: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (803) 14: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (811) 9: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (806) 15: REpower 3.4M !O! hub: 80.0 m (TOT: m) (812) WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel , Fax , windpro@emd.dk