Tonstad vindpark produksjons og layoutanalyse Report 11/2012

Transkript

1 Tonstad vindpark produksjons og layoutanalyse Report 11/2012 To: Helge Toft, Havgul Clean Energy AS From: Agder Energi Produksjon Wind & Site Date: 11/06/2012 Author: John Amund Lund Reviewer: Kyle Brennan Summary En analyse av Tonstad vindpark viser at prosjektet er egnet for utbygning av vindkraft. Middelvindhastigheten er estimert å være mellom 7.0 og 8.0 m/s innenfor planområdet. En analyse indikerer moderat ekstremvind, mens vindforholdene kan være utfordrende med tanke på skjær og turbulens. Det anbefales at klasse II A turbiner benyttes i videre planlegging. Prosjektet er egnet for en utbygning på 200 MW, såfremt lønnsomhet oppnås. En utbygning av 66 Vestas V MW (198 MW) gir en estimert produksjon på 642 GWh/yr / 3240 FLH med en usikkerhet på 16.8 %. Studiet er gjennomført ved bruk av meteorologiske data, noe som fører til økt usikkerhet i beregningene. Vi anbefaler at målinger gjennomføres i to til tre punkter for redusert usikkerhet i videre planlegging. Name Date Signature Prepared by John Amund Lund Approved by Kyle Brennan

2 Innholdsfortegnelse 1 INTRODUKSJON OG BAKGRUNN PROSJEKTBESKRANKNINGER OG IEC EVALUERING IEC evaluering av prosjektet Andre beskrankninger PRODUKSJONSESTIMAT Produksjonsberegning Tapsestimat Usikkerhetsestimat KONKLUSJON ANBEFALINGER REFERANSER APPENDIX A. BAKGRUNN Sammendrag Beskrivelse av prosjektet Terrengbeskrivelse Ruhetsbeskrivelse Vindforhold Ising APPENDIX B. PROSJEKTBESKRANKNINGER Summary Designgrenser og vindforhold Vindforhold Andre beskrankninger NordLink Radiolink, Stakkhomfjell til Kalåskniben Resultater APPENDIX C. PRODUKSJONSESTIMAT Sammendrag Valg av vindturbiner Tapsestimat Usikkerhetsestimat Produksjonsberegning Vurdering av marginal brukstid APPENDIX D. VALG AV METEOROLOGISKE DATA APPENDIX E. STRØMNINGSMODELL Terreng og ruhetsmodell Vinddata Page 2 / 28

3 CFD-modell Gridgenerering Numeriske innstillinger Konvergens APPENDIX F. SITING CONSTRAINTS DESCRIPTION APPENDIX G. LAYOUT APPENDIX H. WINDPRO PRINTOUTS Page 3 / 28

4 1 Introduksjon og bakgrunn En analyse av vindforholdene i Tonstad vindpark er gjennomført ved bruk av en mikroskala CFDmodell over området. Modellen er koblet sammen med meteorologiske modeller som beskriver vindforholdene i området. Plangrensen for den delen av det opprinnelige prosjektet som er vurdert i denne rapporten ligger på heiene øst for Sirdalsvatn, sør for Øksendal. Et produksjonsestimat for tre forskjellige utbyggingsalternativ er utarbeidet. Tre forskjellige turbiner er benyttet i arbeidet, og data for en vurdering av optimal parkstørrelse er utarbeidet ved en stegvis optimering av alle mulige parkstørrelser opp til 200 MW. Figur 1 - Tonstad vindpark Vindressursene i området er funnet å være relativt gode i de eksponerte delene av prosjektet, med forventet middelvind mellom 7.0 og 8.0 m/s, noe som anses som tilstrekkelig for å oppnå god produksjon. Imidlertid er terrenget komplekst, og kombinert med vegetasjon i de lavereliggende delene av området kan man forvente store variasjoner i vindressurs. Et vindressurskart over prosjektet er presentert i Figur 2. Page 4 / 28

5 Figur 2 - Vindressurskart over prosjektet - 80m høyde Vindkartet er basert på vinddata fra en meteorologisk modell, og usikkerheten i middelvind er estimert til 7.6 %. Målinger er nødvendige for å redusere denne usikkerheten. Dominerende vindretning er øst, men også vestlige vinder er hyppige (se Figur 3). Dette samsvarer godt med terrengets beskaffenhet, som består av rygger som løper nord-sør gjennom planområdet. Page 5 / 28

6 Figur 3 - Vindrose fra Høgehei (venstre) og Langevassheii (høyre) Isingspotensialet er analysert ved bruk av NVEs isingskart over Norge (KVT, 2009), og forventede produksjonstap grunnet ising er anslått å være mellom 0.75 og 2.25 %. 2 Prosjektbeskrankninger og IEC evaluering Det modellerte strømningsfeltet og terrengbeskrivelsen er evaluert for å identifisere områder i prosjektet hvor turbiner kan plasseres. Vindforholdene er vurdert i henhold til standard vindforhold definert i IEC , og områder med problematiske vindforhold er ekskludert for turbinplasseringer. 2.1 IEC evaluering av prosjektet Analysen viser at vindforholdene er gode for turbiner plassert i de mest eksponerte områdene, men høyt skjær og relativt høy turbulens kan forventes i store deler av parken. Dette skyldes i hovedsak svært komplekst terreng og en del vegetasjon i planområdets lavereliggende deler. På grunn av dette anbefales det at klasse A turbiner benyttes i prosjektet. Forventet ekstremvind er analysert ved bruk av data fra meteorologiske modeller, og er beregnet til å være omtrent 40 m/s i de eksponerte delene av prosjektet. Dette antyder at klasse II A turbiner kan benyttes i prosjektet. 2.2 Andre beskrankninger I tillegg til vindtekniske beskrankninger i prosjektet er det tatt hensyn til kraftlinjetraséen som går gjennom planområdet. Ingen turbiner er plassert innenfor avgrensingen som er utarbeidet i forbindelse med prosjektet. Radiolinjen mellom Stakkhomfjell og Kalåskniben er undersøkt, og viser seg å komme i konflikt med flere av turbinene i parken. Denne linjen er ikke hensyntatt i optimeringen av layout. Støyberegninger er ikke gjennomført, og ingen minsteavstand til boliger eller hytter er benyttet. De totale prosjektbeskrankningene som er benyttet i layoutoptimering er presentert i Figur 4. 1 Vindkvalitet karakteriseres ved grenseverdier for skjær, turbulens, vertikalvind og ekstremvind som kan forårsake problemer og nedsatt ytelse for produksjon. Disse er nedfelt i standarden IEC Page 6 / 28

7 Figur 4 - Totale beskrankninger lagt til grunn for SWT108DD med 90m navhøyde 3 Produksjonsestimat 3.1 Produksjonsberegning Et produksjonsestimat ble utarbeidet for tre forskjellige utbyggingsalternativ, og turbinene Siemens SWT-3.0MW-108, Vestas V112 og REpower MM92 Evolution ble benyttet. Turbinene ble valgt på grunnlag av beregninger fra TurbineSelector, som benytter generelle kostnadstall og vindforholdene i område for å bestemme optimal navhøyde og turbin basert på økonomiske betraktninger. Det ble utarbeidet en layout for hver turbintype, hver på omtrent 200 MW. Forventede tap og usikkerhet er estimert for hver layout. Page 7 / 28

8 Resultatene viser at alle de tre foreslåtte turbinene gir god produksjon. Det er lite forskjell mellom turbinene, men Vestas V112 og Siemens SWT-3.0MW-108 kommer best ut med en produksjon på omlag 640 GWh/yr og en brukstid på 3200 h/yr ved en utbygging av 66 turbiner (198 MW). Altern Et sammendrag av resultatene er presentert i Tabell 1. Tabell 1 - Produksjonsestimat for tre layouter i Tonstad vindpark Siemens REpower Vestas Turbine - SWT-3.0MW-108 MM92 Evolution V112 Capacity MW Hub height m Turbine class (IEC) - N.A IIA IIA Number of turbines # Park capacity MW Production GWh/yr Uncertainty % Full load hours h/yr Mean wind speed m/s Tapsestimat Estimater på tap ble anslått basert på erfaringstall eller beregnet med standard programvare. Vaketap er beregnet med WindPRO og ParkOptimizer, og en ekspansjonsparameter på er benyttet. Produksjonstap på grunn av manglende tilgjengelighet på turbiner og andre tekniske anlegg er antatt å være 4 % over levetiden. Dette er imidlertid svært avhengig av driftsstrategi og kvalitet på turbinene som velges. Elektriske tap anslås til 2 % og produksjonstap grunnet ising er anslått til å være 1.5 %. Høyvindshysterese kan ikke beregnes uten detaljerte målinger fra området, men anslås til 0.3 % basert på middelvindhastigheten. 3.3 Usikkerhetsestimat Usikkerheten i produksjonsestimatet er anslått og beregnet, for å bestemme utfallsrommet til produksjonen. Den totale usikkerheten domineres av usikkerheten knyttet til middelvindhastighet (anslått til 7.6 %), da vindmålinger ikke er tilgjengelige i prosjektet. Da usikkerheten i vindestimatet er beregnet mot faktiske målinger i enkeltpunkt spiller også usikkerhet strømningsmodellen inn. I tillegg kommer usikkerhet i tapsestimatene, men da disse er relativt lave får den mindre betydning. Totalet gir dette en usikkerhet i netto produksjon (P50) på omtrent 17 %. Detaljer finnes i Appendix C og Appendix H. 4 Konklusjon Resultatene av analysen viser at vindressursen i Tonstad Vindpark er relativt god, med en forventet middelvind på mellom 7.0 og 8.0 m/s. En analyse viser imidlertid at høyt skjær og turbulens kan forekomme og gi utfordrende vindforhold i deler av parken. 50-års ekstremvind er estimert til rundt 40 m/s, men usikkerheten i dette estimatet er stor. Page 8 / 28

9 Prosjektet er antatt å være egnet for klasse II A turbiner, og det anbefales at videre planlegging legger dette til grunn. Målinger er imidlertid nødvendige for å verifisere denne antakelsen. Prosjektet er egnet for en utbygging på 200 MW, og tre utbygningsalternativ er foreslått. Vestas V112 og SWT-3.0MW-108 kommer omtrent likt ut med en produksjon på omlag 640 GWh og en brukstid på drøye 3200 h/yr. Usikkerheten i produksjonsestimatene er estimert til omtrent 17 %, og målinger bør gjennomføres for å redusere denne. 5 Anbefalinger Studiet er gjennomført ved bruk av meteorologiske data, noe som fører til økt usikkerhet i beregningene av produksjon, ekstremvind og turbulens. Vi anbefaler at målinger gjennomføres i videre faser av prosjektet. Målinger kan benyttes for å kalibrere modellene benyttet i dette studiet for å verifisere eller oppdatere konklusjonene. Vi anbefaler at målinger gjennomføres i to til tre punkter innenfor plangrensen, fortrinnsvis i navhøyde. Et av målepunktene bør være en målemast som måler med oppvarmede sensorer i planlagt navhøyde (80 til 100 meter). Denne målemasten bør plasseres sentralt i planområdet, fortrinnsvis på Slettafjellsheii. For reduksjon av usikkerhet i horisontal ekstrapolasjon anbefales ett målepunkt på Bergeheii, og eventuelt et tilleggspunkt sør i vindparken. Disse målingene kan gjennomføres med Lidar eller målemaster. Det endelige måleprogrammet bør utformes slik at usikkerheten reduseres til ønsket nivå til lavest mulig kostnad. Page 9 / 28

10 6 Referanser KVT (2009) KVT II (2009) Vindkart for Norge Kartbok 3a: Isingskart i 80m høyde, Appendiks til rapport nummer KVT / ØB / 2009 /038 Vindkart for Norge, Kartbok 1a: Årsmiddelvind i 80m høyde, Appendiks til rapport nummer KVT / ØB / 2009 / 038 MEASNET (2009) Evaluation of site-spesific wind conditions, Version 1, November 2009 Melding til NVE Tonstad Vindpark, Melding, Tonstad Vindpark AS, Juni 2009 ISO ISO, Atmospheric icing on structures, 2001 IEC ed. 3 Wind turbines Part 1: Design requirements, Edition 3, Siemens (2011) Standard Power Curve, Rev1, SWT , R1T xls Page 10 / 28

11 Appendix A. Sammendrag Bakgrunn En analyse av vindforholdene i Tonstad vindpark er gjennomført ved bruk av en mikroskala CFDmodell over området. Modellen er koblet sammen med meteorologiske modeller som beskriver vindforholdene i området. Vindressursene er funnet å være relativt gode i de eksponerte delene av prosjektet, med forventet middelvind mellom 7.0 og 8.0 m/s, noe som er tilstrekkelig for å oppnå god produksjon. Usikkerheten i vindestimatet er anslått til 7.6 %, og målinger bør gjennomføres for å redusere denne. Terrenget er komplekst, og kombinert med vegetasjon i de lavereliggende delene av området kan man forvente store variasjoner i vindressurs. Isingspotensialet er analysert, og de forventede produksjonstap grunnet ising er anslått å være mellom 0.75 og 2.25 %. Beskrivelse av prosjektet Tonstad vindpark er lokalisert i Sirdal kommune, sørøst for kommunesenteret Tonstad. Området som er under vurdering i denne rapporten omfatter den sydlige delen av det opprinnelige planområdet og omfatter heidragene rundt Bergeheii and Slettafjellsheii, øst for Sirdalsvatn (Melding til NVE, 2009). Totalt areal på det foreslåtte planområdet er 29.7 km 2 (se Figur 5). Figur 5 - Plangrense for Tonstad vindpark benyttet i dette prosjektet Page 11 / 28

12 Terrengbeskrivelse AE W&S Report Prosjektet er lokalisert i et typisk heilandskap som i hovedsak ligger mellom 500 og 600 moh. Den høyeste toppen innenfor planområdet er Langevassheii på 667 moh. Terrenget er komplekst med flere bratte skråninger. I tillegg løper et bratt stup langs hele vestkanten av planområdet. Bergeheii i den nordøstlige delen av prosjektet er relativt lite kompleks, og er godt eksponert for vind i de fleste retninger. Den sørlige delen av prosjektet består i hovedsak av flere rygger som løper nord sør gjennom planområdet. Ruhetsbeskrivelse Det er spredt vegetasjon i de lavere delene av planområdet, mens heidragene stort sett befinner seg over skoggrensen (Figur 6). Figur 6 - Bilde fra området hvor vindparken skal ligge ( Områdets ruhet er beskrevet ved bruk av arealdekke fra Statens kartverks N50 datasett. Oversettelse fra arealdekke til ruhetslengde er beskrevet i Appendix E. Vindforhold Vindklimaet i Tonstad vindpark er beskrevet med bruk av data fra meteorologiske modeller. Data er hentet ut fra disse modellene i flere punkter, og et representativt sett med data ble benyttet i en detaljert CFD strømningsmodell. Detaljer kan finnes i Appendix E. Dominerende vindretning er funnet å være øst, mens også vinder fra vest og nordvest er hyppige. Forventet langtidskorrigert vindrose fra to av heidragene i prosjektet er presentert i Figur 7. Page 12 / 28

13 Figur 7 - Vindrose fra Høgehei (venstre) og Langevassheii (høyre) Vindressursene er funnet å være relativt gode, med stabil og god produksjonsvind i de eksponerte delene av prosjektet. Middelvinden i disse områdene er funnet å ligge mellom 7.0 og 8.0 m/s, noe som er tilstrekkelig for å oppnå god produksjon. Middelvindhastigheten i de mindre eksponerte områdene av parken er betydelig lavere, noe som vil føre til en viss spredning av turbinene innenfor plangrensen. Et vindressurskart over prosjektet er presentert i Figur 8. Page 13 / 28

14 Ising Figur 8 - Vindressurskart over prosjektet - 80m høyde Ising på turbiner kan være problematisk for drifting av vindparker. Kraftig ising kan forårsake nedstengning av vindturbiner, mens lettere ising kan gi redusert effekt og fare for iskast fra turbinene. Isingspotensialet over hele Norge er tigjengelig fra NVE (KVT, 2009). Dette kartet angir forventet antall timer per år med ising på et standardobjekt større enn 10g/h. Kartet kan ikke oversettes direkte i forventet produksjonstap, men kan gi en indikasjon på utfordringene knyttet til ising. Page 14 / 28

15 Figur 9 - Timer per år med forventet ising > 10g/h på et standard objekt (ISO 12494) Beregningene viser at man kan forvente isingsforhold mellom 100 og 250 timer per år. Dette betyr at isingsforhold i den størrelsesorden som er lagt til grunn (> 10g/time) kan forventes mellom 1 % og 3 % av tiden. Vindturbiner kan produsere selv om det er isingsforhold, men dersom stor nedising følges av en lengre kuldeperiode, kan produksjonstapet gå utover selve perioden hvor ising inntreffer. På grunn av relativt høye middeltemperaturer i området kan tapene forventes å være lave. Imidlertid viser vindressurskartet at turbinene i stor grad vil samles langs de høyeste ryggene i prosjektet, i høyder opp mot 600 meter over havet. Det anslås derfor et produksjonstap som følge av ising og degradering av bladene på 1.5 %, men understrekes at estimatet er usikkert. For å redusere usikkerhet i estimatet anbefales det at målinger av vindhastighet, temperatur og luftfuktighet gjennomføres. Dette vil gi et bedre grunnlag for å estimere forventede isingstap. Page 15 / 28

16 Appendix B. Prosjektbeskrankninger Summary Det modellerte strømningsfeltet og terrengbeskrivelsen er evaluert for å identifisere områder i prosjektet hvor turbiner kan plasseres. Vindforholdene er vurdert i henhold til standard vindforhold definert i IEC , og områder med problematiske vindforhold er ekskludert. Analysen viser at vindforholdene er gode for turbinplasseringer i de mest eksponerte områdene. Enkelte deler av prosjektet er funnet å ha høyt vindskjær, noe som kan føre til laster på turbinene. Basert på langtidsdata er en forventet ekstremvind på 40 m/s estimert, noe som antyder at prosjektet er gunstig for klasse II turbiner. Det er relativt stor usikkerhet i estimatet, og målinger er nødvendig for å redusere denne usikkerheten. Designgrenser og vindforhold En vindturbin designes for å tåle en viss belastning gitt av vindfeltet den opererer i. Kreftene som virker på turbinen er avhengige av vindforholdene på stedet den er plassert, og påvirkes av parametere som skjær, ekstremvind, turbulens, vertikalvind eller liknende. IEC er en standard som beskriver hvilke vindforhold en turbin skal være designet for å tåle. Standarden angir også forskjellige klassifiseringer av turbiner, og designgrenser for disse. De viktigste vindtekniske designgrensene i standarden er presentert i Tabell 2. I tillegg er en begrensing for terrengstigning inkludert. Tabell 2 - Designgrenser i IEC ed. 3 (venstre) og grenseverdier benyttet i analysen Parameter Limits Calculations Comments Turbine class I II III S I II III Extreme wind (V ref ) m/s Not regarded Values A I 15 m/s 0.16 specified I ref = 0.16 Not calibrated. B I 15 m/s 0.14 by the I ref = 0.14 designer C I 15 m/s 0.12 I ref = 0.12 Flow inclination ( ) -8º < < 8º 8º < < 8º Wind shear (α) 0 < α < < α < % slack added Terrain inclination (β) -12 < β < 12 Used in early phase Induced turbulence not regarded Resultater fra strømningsmodellen er analysert for å ekskludere områder hvor designgrensene overgås. Dette kombineres med andre begrensinger for å bestemme hvilke områder som er gyldige for turbinplasseringer. Vindforhold Ved bruk av meteorologiske data ble WindSim og ParkDesign benyttet for å ekstrapolere vindforholdene over hele prosjektområdet for å undersøke om vindforholdene tilfredsstiller designgrensene i IEC-standarden. Analysen viser at det er flere områder med svært høyt skjær. Dette skyldes i hovedsak terrengkompleksiteten i planområdet, som gir store forskjeller i vindhastighet over korte avstander med store høydeforskjeller. Turbulensen er funnet å være relativt lav, men terrengkompleksiteten indikerer at klasse A turbiner bør benyttes. Page 16 / 28

17 Enkelte områder er ekskludert på grunn av vertikalvind > 8. Dette inntreffer som oftest i bratte skråninger. Ikke en dominerende faktor, og ofte sammenfallende med terreng hvor plassering av turbiner er umulig eller lite gunstig. Forventet ekstremvind er beregnet med bruk av langtids referansedata, men estimatet er svært usikkert. Resultatene viser at forventet 50-års ekstremvind vil være omtrent 40 m/s, noe som antyder at klasse II turbiner bør benyttes. Anslaget er basert på vurderinger av forventet langtidsvind i området. Resultatene er ikke ekstrapolert over planområdet. Andre beskrankninger NordLink En høyspentlinje går gjennom planområdet, og en gate på omtrent 375m sentrert rundt denne er ekskludert. Bortsett fra partiet som går over Bergeheii helt nord i parken er denne eksklusjonen lite dominerende, da høyspentlinjen i hovedsak følger dalførene med mindre vind. Radiolink, Stakkhomfjell til Kalåskniben En radiolink fra Stakkhomfjell til Kalåskniben er funnet å gå gjennom prosjektets østlige deler. Denne radiolinken går like over de høyeste ryggene i prosjektet. Beregnet høyde over bakken er omtrent lik turbinenes navhøyde, noe som kan føre til reduserte områder for turbinplasseringer i områdene med best vindressurs hvis linken ikke legges om. Radiolinjen er ikke hensyntatt i analysen. Resultater En grafisk fremstilling av beskrankningene som er benyttet i analysen finnes i Figur 10. Page 17 / 28

18 Figur 10 - Beskrankninger benyttet i analysen En mer detaljert beskrivelse av beskrankningene er presentert i Appendix F. Page 18 / 28

19 Appendix C. Produksjonsestimat Sammendrag Et produksjonsestimat ble utarbeidet for tre forskjellige turbintyper (SWT108DD, V112 og MM92) som ble valgt på grunnlag av beregninger fra TurbineSelector. Det ble utarbeidet en layout for hver turbintype, hver på 200 MW. Forventede tap og usikkerhet er estimert for hver layout. Resultatene viser at alle de tre foreslåtte turbinene gir god produksjon. Det er lite forskjell mellom turbinene, men Vestas V112 og Siemens SWT108DD kommer best ut med en produksjon på omlag 640 GWh/yr og en brukstid på 3200 h/yr ved en utbygging av 66 turbiner (198 MW). Valg av vindturbiner Prosjektet er foreløpig klassifisert som et IIA prosjekt, basert på resultatene fra analysen i Appendix B. Ved å benytte de forventede vindforhold i prosjektet i verktøyet TurbineSelector kan egnede turbiner samt anslått optimal navhøyde identifiseres. Turbinene rangeres etter et poengsystem. Tabell 3 - Resultater fra TurbineSelector for Tonstad vindpark Turbine IEC Hub Total Price FLHranrank Prod- class height [m] sum rank VESTAS V IIa REpower MM 92 Evolution IIa , Siemens SWT , DD Ia 79, GAMESA G90/ IIa , Siemens SWT _Rev IIa ENERCON E IIa 99 35, REpower 3.4M IIa 96, GAMESA G87/ IIa ENERCON E IIa Siemens SWT Ia Det ble besluttet å undersøke turbinene Vestas V112 og REpower MM 92. I tillegg ble en ny modell fra Siemens (SWT-3.0MW-108 DD) benyttet i vurderingene. Prosjektbeskrankninger ble beregnet for hver enkelt turbin, da parameterne endrer seg ved endret navhøyde og rotordiameter. Layoutene er presentert i Feil! Fant ikke referansekilden.. Tapsestimat Vaketap er estimert ved bruk WindPRO og ParkOptimizer. Det er benyttet en normal ekspansjonsparameter på 0.075, noe som antas å være representativt for prosjektet. Vaketap fra nærliggende vindparker er antatt å være neglisjerbart. Produksjonsmessig tilgjengelighet på turbinene er antatt å være 96 % over levetiden. Dette er noe lavere enn hva som normalt forventes (97 %), men utfordringer knyttet til turbulens og komplekst terreng antas å kunne redusere driftstiden noe. Dette avhenger i stor grad av drift- og vedlikeholdsstrategi og kvalitet på turbinen som velges. Elektriske tap er estimert til 2 %. Dette innebærer også teknisk oppetid på det elektriske anlegget. Detaljerte analyser av tekniske løsninger er nødvendig for å gjennomføre en beregning av disse tapene. Page 19 / 28

20 Hysteresetap grunnet utkopling ved høye vindhastigheter er estimert til å være omtrent 0.3 %. Vindmålinger er nødvendige for å beregne disse tapene, og et erfaringsbasert estimat er benyttet. Isingstap er estimert til 1.5 % basert på vurderingene gjennomført i Appendix A. Usikkerhetsestimat Usikkerhetsestimatet fremkommer ved å benytte den estimerte usikkerheten i vindestimatet (se Appendix A) sammen med usikkerhet i strømningsmodellen, effektkurve og tapsestimatene. De tall som ligger til grunn for beregningen er i stor grad basert på erfaring og studier av tilsvarende prosjekter. For turbinen Siemens SWT-3.0MW-108 DD finnes det ikke noen offisiell effektkurve, og turbinen er etter det W&S erfarer ikke satt i produksjon pr juni Produksjonsberegningene er derfor basert på en estimert effekt- og thrustkurve (Rev 1). Dette gir en noe høyere usikkerhet i estimatet. Taps- og usikkerhetsberegningene som ligger til grunn for resultatene finnes i Feil! Fant ikke referansekilden. (WindPRO). Produksjonsberegning Resultatet fra produksjonsanalysen er presentert i Tabell 4. Resultatene viser at alle de tre foreslåtte turbinene gir god produksjon. Det er lite forskjell mellom turbinene, men Vestas V112 og Siemens SWT108DD kommer best ut med en produksjon på omlag 640 GWh/yr og en brukstid på 3200 h/yr. Tabell 4 - Produksjonsestimat for tre layouter i Tonstad vindpark Siemens REpower Vestas Turbine - SWT-3.0MW-108 MM92 Evolution V112 Capacity MW Hub height m Turbine class (IEC) - N.A IIA IIA Number of turbines # Park capacity MW Production GWh/yr Uncertainty % Full load hours h/yr Mean wind speed m/s Vurdering av marginal brukstid Optimeringen av de tre layoutene er gjennomført ved bruk av ParkOptimizer som optimerer for alle aktuelle parkstørrelser, i dette tilfellet 0 MW til 200 MW. Dette kan benyttes for å finne marginal brukstid for hver enkelt parkstørrelse. Som det fremgår av Figur 11 er kurvene jevnt synkende for alle parkstørrelser og turbiner. Det er ingen markerte sprang i kuven, noe som indikerer at en full utbygning av prosjektet (200 MW) kan være fornuftig, såfremt den marginale gevinsten av den siste turbiner overstiger kostnadene. En Page 20 / 28

21 endelig vurdering av optimal parkstørrelse bør gjennomføres når usikkerheten i utgifts- og inntektskalkyler er redusert. Figur 11 - Marginal brukstid [h/yr] for tre aktuelle turbiner på Tonstad vindpark Om man benytter marginal brukstid som kriterium er det ingen indikasjoner på at turbiner med stor rotordiameter og installert effekt (SWT108 og V112) er å foretrekke fremfor mindre turbiner (RE- MM92), da alle kurvene faller relativt jevnt. Page 21 / 28

22 Appendix D. Valg av meteorologiske data For å koble de meteorologiske modellene med vår CFD strømningsmodell må vi sikre at resultatene er konsistente. Dette er nødvendig for å sikre en lav usikkerhet i det resulterende vindfeltet. Ettersom CFD-modellen ikke fanger alle de meteorologiske effektene er det ofte nødvendig å koble modellen på flere forskjellige steder. I tillegg er det viktig at de to modellene samsvarer i de punktene som velges. Først ble en vurdering av forventet vindklima gjort med utgangspunkt i to meteorologiske modeller som begge som gir vindpotensialet i Norge. Begge modellene benytter en oppløsning på 1km x 1km, noe som er for grovt til å vurdere fordelingen av vindhastigheter i planområdet. Vi har derfor benyttet data fra de meteorologiske modellene i en mikroskala CFD modell over området for å korrigere for feilene som skyldes den grove oppløsningen. Figur 12 - Middelvindhastighet (80m) beskrevet av StormGeo (venstre) og KVT II (2009) (høyre) Resultatene fra de to meteorologiske modellene viser et avvik på opp mot 0.5 m/s. StormGeo har gjennomført en analyse for året 2008, mens KVT har benyttet en gjennomsnittsvind over en lengre periode. Ved å gjennomføre en konsistenssjekk mot StormGeos modell og gjennomføre en langtidskorreksjon ved bruk av data fra ERA Interim kan usikkerheten reduseres betraktelig. Page 22 / 28

23 Appendix E. Strømningsmodell Terreng og ruhetsmodell Terrengmodellen er basert på Statens kartverks N5 datasett med 5 meter høydekurver. Ruhetsmodellen er basert på Statens kartverks N50 datasett, hvor informasjonen om arealdekke blir oversatt til ruhetslengder etter malen i Tabell 5. Tabell 5 - Ruhetsbeskrivelse benyttet i studiet Arealdekke Roughness length (z 0 ) Havflate Havflate FLATE 0,0001 Innsjø Innsjø FLATE 0,0001 Elv/bekk ElvBekk KURVE, FLATE 0,0001 Tørrfallflate i elv FerskvannTørrfall FLATE 0,0003 SnøIsbre SnøIsbre FLATE 0,001 Åpent område ÅpentOmråde FLATE 0,03 Steinbrudd og grustak Steinbrudd FLATE 0,05 Gravplass Gravplass FLATE 0,2 Park Park FLATE 0,2 Idrettsplass SportIdrettPlass FLATE 0,03 Golfbane Golfbane FLATE 0,008 Steintipp Steintipp FLATE 0,03 Skog Skog FLATE 0,8 Dyrket mark DyrketMark FLATE 0,05 Myr Myr FLATE 0,1 Bymessig bebyggelse BymessigBebyggelse FLATE 0,4 Tettbebyggelse TettBebyggelse FLATE 0,4 Industriområde IndustriOmråde FLATE 0,4 Alpinbakke Alpinbakke FLATE 0,008 Lufthavn Lufthavn FLATE 0,01 Vinddata Strømningsmodellen kalibreres ved bruk av vinddata. I dette studiet er langtidskorrigerte vinddata fra StormGeos meteorologiske modell benyttet. CFD-modell Gridgenerering Parkområdet er beskrevet med en oppløsning på 30m x 30m i horisontalplanet. Den laveste cellen er plassert 5m over bakken, og det er benyttet 15 uniformt fordelte celler for å beskrive strømningen i de 150 nærmeste meterne over bakken. Gridet er utvidet til 3000 meter over bakken. Griduavhengighetsstudie er ikke gjennomført, men gridet er utarbeidet basert på erfaringer fra flere liknende studier Page 23 / 28

24 Numeriske innstillinger Grensebetingelser ble satt ved bruk av en nestemodell som dekker store deler av Sirdal. Normale grensebetingelser er satt, og k-ε modellen er benyttet for turbulens. Relaksjonsparameter satt til 2.0 og løsningen ble gjort med GCV=T for å sikre en stabil løsning. Konvergens Konvergensen var tilfredsstillende, og løsningen var stabil for alle sektorer. Page 24 / 28

25 Appendix F. Siting constraints description Descriptions of the different constraints and how the different exclusion zones are calculated are presented below. The estimates are made based on current knowledge, but it must be stressed that turbine manufacturers might have different opinions about what flow conditions are significant when determining exclusion zones. Terrain inclination This constraint is not included in the IEC standard, but has been included in order to exclude areas with steep terrain. Steep terrain makes turbine erection and maintenance difficult, and could cause problematic flow conditions close to the ground. Flow inclination The flow inclination is evaluated at hub height, in accordance with the guidelines given by Risøe (WAsP Engineering, 2008). This constraint is evaluated for all flow directions, and is given as an absolute constraint for each of them. As the flow inclination is evaluated in hub height, the terrain influence is damped. Therefore, flow inclination is normally a less dominating restriction than the terrain inclination. Shear The shear parameter (α) or the power law exponent describes how the wind speed increases in the vertical direction. It is evaluated at hub height and at +/- 2/3 of the rotor blade length. The sector wise values are weighted against the frequency distribution in order to evaluate the average shear in accordance with the IEC standard. Turbulence As there are no measurements available in the park area, the turbulence estimates could not be calibrated. Normally CFD methods manage to describe the flow turbulence to a certain extent, but lack of data for calibration introduces errors. Extreme wind The extreme wind estimate was made based on data from the chosen time series from the meso scale model. The Gumbel-Lieblein method was used. As the flow field during extreme events is changed dramatically from the flow fields solved in WindSim, no good methods exist for extrapolating the extreme wind to the rest of the site. Because of this, a turbine class is recommended based on the extreme wind estimates from meteorological model data and the terrain in the park. Page 25 / 28

26 Appendix G. Layout En oversikt over koordinatene til turbinene i de tre layoutalternativene er gitt under. Tabell 6 Koordinater (UTM 32, WGS84) for turbiner i de tre utbyggingsalternativene Siemens-3.0MW-108 Vestas V112 REpower MM92 Evolution Turbine Easting Northing Easting Northing Easting Northing Page 26 / 28

27 Page 27 / 28

28 Appendix H. WindPRO printouts Page 28 / 28

29 Tonstad 66 x SWT108DD 3.0 MW G62 G19 G5 G18 G64 G30 G38 G55 G35 G46 G25 G26 G20 G9 G61 G12 G28 G22 G50 G43 G10 G31 G58 G33 G14 G52 G63 G11 G8 G27 G15 G2 G45 G24 G59 G66 G65 G6 G44 G53 G51 G23 G16 G13 G3 G36 G56 G32 G40 G37 G47 G4 G34 G54 G41 G42 G21 G29 G39 G60 G17 G49 G7 G48 G1 G57

30 Project: Tonstad Description: 1) Wind data onsite STORM Virtual data 2) Data availability: N.A 3) Long term correction: YES (ERA Interim - linreg method) 4) IEC class of turbine: Not classified 5) Model: WindSim 6) Constraints included: Turbulence, shear, terr. inclination, flow inclination, power line Loss&Uncertainty - Main result Calculation: _66xSWT108DD_adj Main data for PARK PARK calculation : _66xSWT108DD_adj Count 66 Rated power 198,0 MW Mean wind speed 7,8 m/s at hub height Sensitivity 1,4 %AEP / %Mean Wind Speed Expected lifetime 20 Years WindPRO version Sep 2011 Printed/Page :06 / 1 Licensed user: Agder Energi Produksjon AS Elvegata 2, Serviceboks 603 NO-4606 Kristiansand John Amund Lund / johkar@ae.no Calculated: :33/ RESULTS P50 P84 P90 NET AEP [GWh/y] 637,4 528,4 496,9 Capacity factor [%] 36,7 30,5 28,7 Full load hours [h/y] Result details Scale: P50 Uncertainty GROSS AEP *) 747,5 GWh/y 17,0 % Bias correction 0,0 GWh/y 0,0 % 0,0 % Loss correction -110,0 GWh/y -14,7 % 2,3 % Wake loss -7,7 % Other losses -7,6 % NET AEP 637,4 GWh/y 17,2 % *) Calculated Annual Energy Production before any bias or loss corrections Assumptions: Uncertainty and percentiles (PXX values) are calculated for the expected lifetime WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , windpro@emd.dk

31 Project: Tonstad Description: 1) Wind data onsite STORM Virtual data 2) Data availability: N.A 3) Long term correction: YES (ERA Interim - linreg method) 4) IEC class of turbine: Not classified 5) Model: WindSim 6) Constraints included: Turbulence, shear, terr. inclination, flow inclination, power line Loss&Uncertainty - Assumptions and results Calculation: _66xSWT108DD_adj ASSUMPTIONS WindPRO version Sep 2011 Printed/Page :06 / 2 Licensed user: Agder Energi Produksjon AS Elvegata 2, Serviceboks 603 NO-4606 Kristiansand John Amund Lund / johkar@ae.no Calculated: :33/ LOSS Method *) Loss Loss Std dev**) Comment [%] [GWh/y] [%] 1. Wake effects Wake effects, all WTGs Calculation 7,7 57,5 25,0 2. Availability Turbine availability Estimate 4,0 29,9 25,0 3. Turbine performance High wind hysteresis Estimate 0,3 2,2 25,0 4. Electrical Electrical losses Estimate 2,0 14,9 25,0 5. Environmental Performance degradation due to icing Estimate 1,5 11,2 50,0 6. Curtailment No input 7. Other No input LOSS, total 14,7 110,0 2,3 UNCERTAINTY Method *) Std dev, Std dev, Comment wind speed AEP [%] [%] A. Wind data Wind measurement/wind data Estimate 7,6 10,8 Long term correction Estimate 4,5 6,4 Year-to-year variability Estimate 4,0 5,7 Future climate Other wind related B. Wind model Vertical extrapolation Estimate 4,0 5,7 Horizontal extrapolation Estimate 6,0 8,5 Other wind model related C. Power conversion Power curve uncertainty Estimate 5,0 Metering uncertainty Other AEP related uncertainties D. BIAS, total uncertainty 0,0 E. LOSS, total uncertainty 2,3 UNCERTAINTY, total (1y average) 18,1 UNCERTAINTY, total (20y average) 17,2 VARIABILITY Years Variability Total (std dev) std dev 1 5,70 18,1 5 2,55 17,3 10 1,80 17,2 20 1,27 17,2 RESULTS AEP versus exceedance level / time horizon PXX 1 y 5 y 10 y 20 y [%] [MWh/y] [MWh/y] [MWh/y] [MWh/y] *) Calculation means that a calculation method available in the WindPRO software is used. This still typically involve a user judgement and user data where the quality of those decides the accuracy. If calculation method is used, the values will often be different from turbine to turbine, here the average is shown, but at page "WTG results" the individual turbine results are shown. **) For totals the std dev refers to the full AEP, otherwise std dev refers to the bias or loss component which is a fraction of the total AEP. WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , windpro@emd.dk

32 Project: Tonstad Description: 1) Wind data onsite STORM Virtual data 2) Data availability: N.A 3) Long term correction: YES (ERA Interim - linreg method) 4) IEC class of turbine: Not classified 5) Model: WindSim 6) Constraints included: Turbulence, shear, terr. inclination, flow inclination, power line Loss&Uncertainty - WTG results Calculation: _66xSWT108DD_adj Main data for PARK PARK calculation : _66xSWT108DD_adj Count 66 Rated power 198,0 MW Mean wind speed 7,8 m/s at hub height Sensitivity 1,4 %AEP / %Mean Wind Speed Expected lifetime 20 Years WindPRO version Sep 2011 Printed/Page :06 / 3 Licensed user: Agder Energi Produksjon AS Elvegata 2, Serviceboks 603 NO-4606 Kristiansand John Amund Lund / johkar@ae.no Calculated: :33/ Scale: Expected AEP per WTG including bias, loss and uncertainty evaluation 20 years averaging Description Calculated GROSS*) Bias Loss Unc. P50 P84 P90 [MWh/y] [%] [%] [%] [MWh/y] [MWh/y] [MWh/y] 1 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (1) ,8 0,0 11,2 16, , , ,7 2 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (2) ,3 0,0 17,1 15, , , ,2 3 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (3) ,5 0,0 15,3 14, , , ,4 4 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (4) ,9 0,0 14,2 16, , , ,5 5 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (5) ,4 0,0 11,2 15, , , ,7 6 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (6) ,4 0,0 17,6 15, , , ,3 7 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (7) ,1 0,0 12,8 17, , , ,2 8 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (8) ,1 0,0 16,8 15, , , ,5 9 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (9) ,0 0,0 14,9 15, , , ,3 10 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (10) ,7 0,0 15,0 15, , , ,1 11 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (11) ,9 0,0 16,2 16, , , ,9 12 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (12) ,1 0,0 12,1 16, , , ,5 13 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (13) ,6 0,0 14,3 17, , , ,0 14 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (14) ,6 0,0 14,3 17, , , ,0 15 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (15) ,6 0,0 15,6 16, , , ,2 16 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (16) ,7 0,0 16,8 16, , , ,1 17 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (17) ,0 0,0 14,4 17, , , ,8 18 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (18) ,7 0,0 14,0 16, , , ,5 19 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (19) ,5 0,0 12,1 15, , , ,6 20 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (20) ,3 0,0 16,0 15, , , ,8 21 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (21) ,8 0,0 14,1 17, , , ,6 22 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (22) ,0 0,0 12,0 17, , , ,6 23 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (23) ,2 0,0 17,3 16, , , ,5 24 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (24) ,7 0,0 19,1 15, , , ,2 25 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (25) ,0 0,0 13,9 17, , , ,1 26 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (26) ,9 0,0 12,7 16, , , ,0 27 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (27) ,7 0,0 12,0 17, , , ,2 28 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (28) ,6 0,0 13,7 15, , , ,9 29 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (29) ,9 0,0 13,2 17, , , ,4 30 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (30) ,9 0,0 13,3 17, , , ,3 31 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (31) ,4 0,0 14,2 17, , , ,1 32 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (32) ,4 0,0 16,0 17, , , ,3 33 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (33) ,2 0,0 13,7 16, , , ,1 34 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (34) ,0 0,0 14,4 17, , , ,3 35 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (35) ,0 0,0 16,4 16, , , ,3 36 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (36) ,6 0,0 13,4 18, , , ,5 37 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (37) ,2 0,0 13,4 17, , , ,8 38 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (38) ,7 0,0 15,1 16, , , ,4 To be continued on next page... WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , windpro@emd.dk

33 Project: Tonstad Description: 1) Wind data onsite STORM Virtual data 2) Data availability: N.A 3) Long term correction: YES (ERA Interim - linreg method) 4) IEC class of turbine: Not classified 5) Model: WindSim 6) Constraints included: Turbulence, shear, terr. inclination, flow inclination, power line Loss&Uncertainty - WTG results Calculation: _66xSWT108DD_adj WindPRO version Sep 2011 Printed/Page :06 / 4 Licensed user: Agder Energi Produksjon AS Elvegata 2, Serviceboks 603 NO-4606 Kristiansand John Amund Lund / johkar@ae.no Calculated: :33/ continued from previous page 20 years averaging Description Calculated GROSS*) Bias Loss Unc. P50 P84 P90 [MWh/y] [%] [%] [%] [MWh/y] [MWh/y] [MWh/y] 39 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (39) ,3 0,0 15,1 18, , , ,4 40 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (40) ,3 0,0 15,5 18, , , ,4 41 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (41) ,0 0,0 16,0 18, , , ,1 42 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (42) ,2 0,0 16,8 18, , , ,2 43 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (43) ,4 0,0 15,0 16, , , ,5 44 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (44) ,0 0,0 15,7 17, , , ,3 45 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (45) ,5 0,0 18,5 17, , , ,0 46 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (46) ,3 0,0 16,3 16, , , ,8 47 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (47) ,2 0,0 14,8 19, , , ,9 48 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (48) ,5 0,0 13,5 18, , , ,9 49 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (49) ,1 0,0 12,8 18, , , ,0 50 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (50) ,1 0,0 13,4 18, , , ,2 51 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (51) ,7 0,0 16,4 17, , , ,6 52 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (52) ,1 0,0 15,5 18, , , ,6 53 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (53) ,3 0,0 12,5 18, , , ,9 54 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (54) ,5 0,0 15,3 18, , , ,0 55 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (55) ,1 0,0 17,9 17, , , ,6 56 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (56) ,1 0,0 13,3 19, , , ,3 57 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (57) ,6 0,0 11,0 19, , , ,6 58 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (58) ,8 0,0 14,0 18, , , ,5 59 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (59) ,6 0,0 14,8 18, , , ,5 60 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (60) ,3 0,0 14,4 19, , , ,1 61 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (61) ,0 0,0 13,2 18, , , ,0 62 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (62) ,2 0,0 12,8 17, , , ,1 63 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (63) ,9 0,0 13,8 19, , , ,1 64 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (64) ,5 0,0 15,5 17, , , ,6 65 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (65) ,0 0,0 20,7 17, , , ,8 66 Siemens SWT !O! hub: 90,0 m (66) ,2 0,0 15,3 14, , , ,6 PARK ,4 0,0 14,7 17, , , ,1 WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , windpro@emd.dk

34 Tonstad 66 x V MW G60 G30 G8 G59 G16 G54 G42 G22 G36 G64 G38 G19 G29 G47 G26 G12 G10 G62 G13 G9 G34 G65 G48 G63 G51 G7 G61 G17 G33 G57 G25 G5 G44 G14 G2 G32 G43 G6 G23 G3 G46 G50 G45 G18 G21 G39 G1 G52 G31 G20 G53 G41 G66 G35 G55 G24 G58 G40 G28 G34 G27 G11 G56 G15 G49 G4

35 Project: Tonstad Description: 1) Wind data onsite STORM Virtual data 2) Data availability: N.A 3) Long term correction: YES (ERA Interim - linreg method) 4) IEC class of turbine: II A 5) Model: WindSim 6) Constraints included: Turbulence, shear, terr. inclination, flow inclination, power line Loss&Uncertainty - Main result Calculation: _66xV112_adj Main data for PARK PARK calculation : _66xV112_adj Count 66 Rated power 198,0 MW Mean wind speed 7,7 m/s at hub height Sensitivity 1,4 %AEP / %Mean Wind Speed Expected lifetime 20 Years WindPRO version Sep 2011 Printed/Page :20 / 1 Licensed user: Agder Energi Produksjon AS Elvegata 2, Serviceboks 603 NO-4606 Kristiansand John Amund Lund / johkar@ae.no Calculated: :22/ RESULTS P50 P84 P90 NET AEP [GWh/y] 641,5 534,4 503,4 Capacity factor [%] 37,0 30,8 29,0 Full load hours [h/y] Result details Scale: P50 Uncertainty GROSS AEP *) 760,1 GWh/y 16,6 % Bias correction 0,0 GWh/y 0,0 % 0,0 % Loss correction -118,6 GWh/y -15,6 % 2,5 % Wake loss -8,7 % Other losses -7,6 % NET AEP 641,5 GWh/y 16,8 % *) Calculated Annual Energy Production before any bias or loss corrections Assumptions: Uncertainty and percentiles (PXX values) are calculated for the expected lifetime WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tlf , Fax , windpro@emd.dk