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

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

Innhold 1 INNLEDNING... 3 2 STØY... 5 2.1 GRUNNLAG OG METODIKK 5 2.2 STØYMOTTAKERE 5 2.3 RESULTAT 5 3 SKYGGEKAST... 8 3.1 SKYGGEKAST FRA VINDTURBINER 8 3.2 KUNNSKAPSNIVÅ ANGÅENDE EFFEKT AV SKYGGEKAST 8 3.3 GRENSEVERDIER 8 3.4 REFLEKSBLINK FRA VINDTURBINER 9 3.5 DATAGRUNNLAG 9 3.6 METODIKK 10 3.7 RESULTAT 11 4 VURDERINGER... 15 4.1 FEILKILDER OG USIKKERHET 15 4.2 AVBØTENDE TILTAK 15 5 BIBLIOGRAFI... 16 VEDLEGG A KOORDINATER... 17 VEDLEGG B WINDPRO UTSKRIFTER... 19 2/19

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

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

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-9613-2. 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-1442 2012) 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-1442 2012) 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-1442 2012) 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 IEC61400-11. 2.2 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

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

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

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 2000. 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. 1 http://www.nve.no/no/konsesjoner/konsesjonssaker/vindkraft/ 8/19

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 2011. Dataene er hentet fra www.eklima.no 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 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 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/R087 2012). Vindstatistikken er for et punkt plassert sentralt i parken (Euref 89 UTM sone 32: E 318675, N 6511625). 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

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

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] 528 187 195 561 1431 1057 602 398 415 577 935 1244 8131 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

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 3:09 22 00:12 0:30 1 B02 10:56 48 00:20 1:56 1, 2 B03 10:03 58 00:19 2:22 1, 2 B04 0:00 0 00:00 0:00 - B05 9:01 52 00:16 2:12 2 B06 0:00 0 00:00 0:00 - B07 14:30 42 00:27 3:19 1 B08 14:05 51 00:25 3:30 1 B09 2:36 28 00:08 0:38 1 B10 0:00 0 00:00 0:00 - B11 57:27 104 00:53 8:06 5, 6, 13, 14, 15 B12 56:39 113 00:53 7:36 5, 6, 13, 14, 15 H01 79:54 224 00:53 15:40 2, 3, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 H02 57:48 76 01:13 9:23 12, 13, 14 H03 42:17 112 00:39 7:54 6, 13, 14, 15 H04 285:11 257 01:54 54:37 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11, 12, 13 H05 191:10 299 01:05 37:11 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11 H06 55:50 72 01:05 8:22 6, 13, 14, 15 H07 33:59 81 01:16 4:55 6, 12, 13, 14, 15 H08 60:02 100 00:56 8:37 5, 6, 13, 14, 15 H09 56:02 90 00:59 7:54 6, 13, 14, 15 H10 54:03 86 00:55 7:34 6, 13, 14, 15 H11 0:00 0 00:00 0:00 - H12 0:00 0 00:00 0:00 - H13 0:00 0 00:00 0:00 - H14 12:20 59 00:17 2:54 1, 2 H15 0:00 0 00:00 0:00 - H16 21:56 104 00:17 4:31 7, 8, 9, 10 H17 28:19 144 00:18 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

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 B04 - - B05 mai-juli kveld B06 - - B07 april-mai, august kveld B08 mai, juli-august kveld B09 juni-juli kveld B10 - - 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 H11 - - H12 - - H13 - - H14 april-mai, juli-september kveld H15 - - H16 januar-mars, september-desember morgen H17 januar-mars, september-desember morgen 13/19

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

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

5 Bibliografi T-1442. Støy i arealplanlegging. Miljøverndepartementet, 2012. Boverket. Vindkraftshandboken - Planering och provning av vindkraftverk på land och i kustnära vattenområden.. www.boverket.se. EMD. WindPRO 2.8 User Guide 1. edition. EMD International AS, 2012. KVT/TR/2012/R087. «Sikvalandskula, Time and Gjesdal kommune, Rogaland; Energy yield estimate.» 2012. Pohl, J., F. Faul, og R. Mausfeld. Belästigung durch periodischen Schattenwirf von Windenergieanlagen Feldstudie. Staatliches Umweltamt Schleswig, 1999. Pohl, J., F. Faul, og R. Mausfeld. Belästigung durch periodischen Schattenwirf von Windenergieanlagen Laborpilotstudie. Staatliches Umweltamt Schleswig, 2000. 16/19

Vedlegg A Koordinater Tabell 6: Koordinater for turbinene på Sikvalandskula i UTM sone 32 koordinater. Turbin E N 1 318547 6510426 2 318678 6510763 3 318873 6511065 4 319718 6511532 5 319896 6511843 6 320074 6512170 7 317902 6510664 8 318164 6510965 9 318352 6511231 10 318576 6511512 11 318785 6511779 12 318926 6512194 13 319250 6512366 14 319541 6512560 15 319898 6512684 17/19

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 B01 319829 6510995 B02 319875 6510906 B03 319706 6510466 B04 319626 6510491 B05 319651 6510423 B06 319541 6510444 B07 319448 6510283 B08 319406 6510190 B09 319245 6510084 B10 318574 6509228 B11 320107 6513498 B12 320204 6513430 H01 317960 6512116 H02 319397 6513065 H03 320521 6512715 H04 319795 6512083 H05 319524 6511998 H06 319756 6513802 H07 319917 6513536 H08 320052 6513527 H09 320035 6513638 H10 320039 6513693 H11 320149 6513718 H12 320255 6513735 H13 320395 6510428 H14 319972 6510271 H15 318768 6509224 H16 317056 6511928 H17 317161 6511971 18/19

Vedlegg B WindPRO utskrifter 19/19

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 9613-2 and assumes uniform directional distribution WindPRO version 2.8.579 des 2012 Printed/Page 25.02.2013 14:24 / 1 Licensed user: Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) 480 50 480 Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: 25.02.2013 14:23/2.8.579 Noise values in calculation: All noise values are Lden values New WTG Scale 1:100 000 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)] 1 318 547 6 510 426 378.3 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 2 318 678 6 510 763 410.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 3 318 873 6 511 065 384.5 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 4 319 718 6 511 532 357.5 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 5 319 896 6 511 843 339.1 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 6 320 074 6 512 170 315.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 7 317 902 6 510 664 300.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 8 318 164 6 510 965 365.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 9 318 352 6 511 231 390.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 10 318 576 6 511 512 373.9 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 11 318 785 6 511 779 325.3 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 12 318 926 6 512 194 315.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 13 319 250 6 512 366 362.6 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 14 319 541 6 512 560 320.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No 15 319 898 6 512 684 295.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O!... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 Day EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Evening EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Night EMD Level 0 - Calculated - Sound power level - 07-2010 8.0 105.6 No Calculation Results WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

Project: Sikvalandskula Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim DECIBEL - Main Result Calculation: Noise REpower red WindPRO version 2.8.579 des 2012 Printed/Page 25.02.2013 14:24 / 2 Licensed user: Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) 480 50 480 Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: 25.02.2013 14:23/2.8.579 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) 319 829 6 510 995 269.7 4.0 45.0 46.7 No B10 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (43) 318 574 6 509 228 242.8 4.0 45.0 40.6 Yes B11 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (44) 320 107 6 513 498 190.8 4.0 45.0 44.0 Yes B12 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (45) 320 204 6 513 430 192.1 4.0 45.0 44.2 Yes B2 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (35) 319 875 6 510 906 257.3 4.0 45.0 46.7 No B3 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (36) 319 706 6 510 466 239.6 4.0 45.0 44.3 Yes B4 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (37) 319 626 6 510 491 258.8 4.0 45.0 44.9 Yes B5 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (38) 319 651 6 510 423 237.8 4.0 45.0 44.4 Yes B6 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (39) 319 541 6 510 444 256.6 4.0 45.0 44.8 Yes B7 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (40) 319 448 6 510 283 245.4 4.0 45.0 45.1 No B8 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (41) 319 406 6 510 190 240.9 4.0 45.0 45.0 No B9 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (42) 319 245 6 510 084 250.4 4.0 45.0 45.4 No H1 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (46) 317 960 6 512 116 219.0 4.0 45.0 47.5 No H10 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (55) 320 039 6 513 693 199.5 4.0 45.0 42.7 Yes H11 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (56) 320 149 6 513 718 217.4 4.0 45.0 40.7 Yes H12 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (57) 320 255 6 513 735 197.0 4.0 45.0 40.3 Yes H13 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (58) 320 395 6 510 428 245.0 4.0 45.0 41.0 Yes H14 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (59) 319 972 6 510 271 230.0 4.0 45.0 42.7 Yes H15 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (60) 318 768 6 509 224 223.9 4.0 45.0 40.4 Yes H16 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (61) 317 056 6 511 928 257.4 4.0 45.0 42.3 Yes H17 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (62) 317 161 6 511 971 251.3 4.0 45.0 42.8 Yes H2 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (47) 319 397 6 513 065 200.4 4.0 45.0 49.5 No H3 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (48) 320 521 6 512 715 220.0 4.0 45.0 47.3 No H4 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (49) 319 795 6 512 083 280.0 4.0 45.0 56.9 No H5 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (50) 319 524 6 511 998 281.4 4.0 45.0 54.2 No H6 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (51) 319 756 6 513 802 190.0 4.0 45.0 42.2 Yes H7 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (52) 319 917 6 513 536 190.0 4.0 45.0 44.1 Yes H8 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (53) 320 052 6 513 527 192.6 4.0 45.0 43.9 Yes H9 Noise sensitive point: Norwegian - Yellow zone wind shadow (54) 320 035 6 513 638 198.2 4.0 45.0 43.2 Yes Distances (m) WTG NSA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 B1 1403 1174 959 549 850 1200 1956 1665 1495 1356 1305 1501 1488 1592 1691 B10 1198 1538 1861 2572 2930 3302 1586 1785 2015 2284 2560 2986 3209 3470 3701 B11 3445 3086 2728 2004 1669 1329 3591 3192 2867 2507 2168 1760 1420 1095 840 B12 3430 3073 2714 1959 1617 1267 3599 3199 2875 2515 2177 1778 1429 1094 806 B2 1412 1205 1015 646 937 1279 1988 1712 1557 1433 1396 1600 1588 1688 1779 B3 1160 1070 1026 1066 1389 1743 1815 1621 1555 1540 1604 1896 1954 2101 2227 B4 1081 986 947 1045 1378 1737 1733 1537 1473 1465 1538 1841 1912 2071 2210 B5 1104 1030 1009 1111 1440 1797 1766 1583 1529 1530 1609 1913 1983 2140 2275 B6 994 920 912 1102 1443 1806 1654 1472 1425 1440 1534 1855 1943 2116 2269 B7 912 907 971 1278 1622 1988 1593 1454 1449 1507 1636 1981 2092 2279 2443 B8 891 926 1025 1378 1724 2089 1577 1464 1481 1561 1706 2060 2181 2374 2542 B9 778 884 1050 1523 1875 2244 1463 1394 1453 1577 1756 2134 2282 2494 2681 H1 1789 1532 1392 1852 1955 2115 1453 1169 968 862 891 969 1314 1642 2019 H10 3591 3231 2875 2184 1856 1524 3707 3310 2984 2626 2288 1867 1544 1237 1018 H11 3661 3301 2944 2228 1892 1550 3792 3394 3068 2709 2370 1954 1624 1308 1064 H12 3723 3364 3006 2267 1926 1576 3869 3470 3145 2785 2447 2035 1699 1375 1110 H13 1848 1749 1650 1295 1500 1771 2504 2295 2195 2118 2101 2297 2251 2297 2311 H14 1434 1384 1356 1287 1573 1901 2107 1937 1882 1868 1919 2189 2215 2329 2414 H15 1222 1541 1844 2496 2851 3222 1680 1843 2049 2296 2555 2974 3178 3425 3640 H16 2116 1997 2011 2691 2841 3028 1521 1468 1472 1576 1736 1888 2237 2564 2941 H17 2075 1940 1936 2594 2738 2920 1502 1420 1403 1487 1635 1779 2126 2452 2828 H2 2772 2412 2067 1566 1320 1122 2829 2435 2111 1756 1424 991 715 525 629 H3 3022 2684 2332 1430 1073 705 3327 2935 2628 2287 1972 1678 1318 992 624 H4 2074 1729 1373 556 261 292 2366 1977 1676 1346 1054 876 614 541 610 H5 1851 1497 1138 504 403 576 2100 1708 1400 1065 771 630 459 563 782 H6 3586 3225 2876 2270 1964 1663 3645 3253 2929 2576 2244 1810 1523 1260 1126 H7 3398 3037 2682 2014 1694 1375 3509 3112 2786 2427 2090 1669 1347 1046 852 H8 3447 3087 2729 2022 1692 1357 3581 3182 2857 2497 2159 1745 1411 1093 856 H9 3540 3179 2823 2129 1801 1469 3660 3263 2937 2578 2240 1821 1495 1185 963 WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

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 2.8.579 des 2012 Printed/Page 01.03.2013 09:09 / 1 Licensed user: Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) 480 50 480 Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: 01.03.2013 09:09/2.8.579 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 0.27 0.28 0.30 0.33 0.40 0.34 0.31 0.31 0.30 0.30 0.29 0.29 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 528 187 195 561 1 431 1 057 602 398 415 577 935 1 244 8 131 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 1:75 000 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] 1 318 547 6 510 426 378.3 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 2 318 678 6 510 763 410.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 3 318 873 6 511 065 384.5 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 4 319 718 6 511 532 357.5 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 5 319 896 6 511 843 339.1 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 6 320 074 6 512 170 315.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 7 317 902 6 510 664 300.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 8 318 164 6 510 965 365.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 9 318 352 6 511 231 390.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 10 318 576 6 511 512 373.9 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 11 318 785 6 511 779 325.3 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 12 318 926 6 512 194 315.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 13 319 250 6 512 366 362.6 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 14 319 541 6 512 560 320.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 15 319 898 6 512 684 295.0 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub:... Yes REpower 3.4M-3 400 3 400 104.0 80.0 1 712 13.8 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] [ ] [ ] B1 319 829 6 510 995 269.7 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" B10 318 574 6 509 228 242.8 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" B11 320 107 6 513 498 190.8 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" B12 320 204 6 513 430 192.1 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" B2 319 875 6 510 906 257.3 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" B3 319 706 6 510 466 239.6 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "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. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

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] [ ] [ ] B4 319 626 6 510 491 258.8 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" B5 319 651 6 510 423 237.8 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" B6 319 541 6 510 444 256.6 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" B7 319 448 6 510 283 245.4 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" B8 319 406 6 510 190 240.9 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" B9 319 245 6 510 084 250.4 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H1 317 960 6 512 116 219.0 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H10 320 039 6 513 693 199.5 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H11 320 149 6 513 718 217.4 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H12 320 255 6 513 735 197.0 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H13 320 395 6 510 428 245.0 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H14 319 972 6 510 271 230.0 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H15 318 768 6 509 224 223.9 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H16 317 056 6 511 928 257.4 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H17 317 161 6 511 971 251.3 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H2 319 397 6 513 065 200.4 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H3 320 521 6 512 715 220.0 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H4 319 795 6 512 083 280.0 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H5 319 524 6 511 998 281.4 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H6 319 756 6 513 802 190.0 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H7 319 917 6 513 536 190.0 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H8 320 052 6 513 527 192.6 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" H9 320 035 6 513 638 198.2 2.0 2.0 1.0 0.0 90.0 "Green house mode" WindPRO version 2.8.579 des 2012 Printed/Page 01.03.2013 09:09 / 2 Licensed user: Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) 480 50 480 Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: 01.03.2013 09:09/2.8.579 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 3:09 22 0:12 0:30 B10 0:00 0 0:00 0:00 B11 57:27 104 0:53 8:06 B12 56:39 113 0:53 7:36 B2 10:56 48 0:20 1:56 B3 10:03 58 0:19 2:22 B4 0:00 0 0:00 0:00 B5 9:01 52 0:16 2:12 B6 0:00 0 0:00 0:00 B7 14:30 42 0:27 3:19 B8 14:05 51 0:25 3:30 B9 2:36 28 0:08 0:38 H1 79:54 224 0:53 15:40 H10 54:03 86 0:55 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 12:20 59 0:17 2:54 H15 0:00 0 0:00 0:00 H16 21:56 104 0:17 4:31 H17 28:19 144 0:18 5:45 H2 57:48 76 1:13 9:23 H3 42:17 112 0:39 7:54 H4 285:11 257 1:54 54:37 H5 191:10 299 1:05 37:11 H6 55:50 72 1:05 8:22 H7 33:59 81 1:16 4:55 H8 60:02 100 0:56 8:37 H9 56:02 90 0:59 7:54 WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

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 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (798) 46:33 10:20 2 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (799) 36:20 7:41 3 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (800) 20:40 3:02 4 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (801) 75:39 12:18 5 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (802) 186:20 36:29 6 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (803) 165:24 30:26 7 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (804) 23:54 4:30 8 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (805) 22:11 4:07 9 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (806) 29:52 5:49 10 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (807) 30:40 6:09 11 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (808) 29:00 5:47 12 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (809) 30:56 5:48 13 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (810) 91:11 15:39 14 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (811) 104:55 16:17 15 REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (812) 141:28 21:21 WindPRO version 2.8.579 des 2012 Printed/Page 01.03.2013 09:09 / 3 Licensed user: Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) 480 50 480 Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: 01.03.2013 09:09/2.8.579 WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

WindPRO version 2.8.579 des 2012 Project: Printed/Page Sikvalandskula 01.03.2013 09:11 / 1 Licensed user: Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) 480 50 480 Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: 01.03.2013 09:09/2.8.579 SHADOW - Calendar, graphical Calculation: REpower red med toposhadow WTGs 1: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (798) 13: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (810) 2: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (799) 14: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (811) 5: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (802) 15: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (812) 6: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (803) WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

WindPRO version 2.8.579 des 2012 Project: Printed/Page Sikvalandskula 01.03.2013 09:11 / 2 Licensed user: Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) 480 50 480 Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: 01.03.2013 09:09/2.8.579 SHADOW - Calendar, graphical Calculation: REpower red med toposhadow WTGs 1: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (798) 2: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (799) WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

WindPRO version 2.8.579 des 2012 Project: Printed/Page Sikvalandskula 01.03.2013 09:11 / 3 Licensed user: Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) 480 50 480 Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: 01.03.2013 09:09/2.8.579 SHADOW - Calendar, graphical Calculation: REpower red med toposhadow WTGs 1: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (798) 10: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (807) 2: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (799) 11: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (808) 3: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (800) 12: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (809) 6: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (803) 13: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (810) 7: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (804) 14: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (811) 8: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (805) 15: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (812) 9: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (806) WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

WindPRO version 2.8.579 des 2012 Project: Printed/Page Sikvalandskula 01.03.2013 09:11 / 4 Licensed user: Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) 480 50 480 Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: 01.03.2013 09:09/2.8.579 SHADOW - Calendar, graphical Calculation: REpower red med toposhadow WTGs 3: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (800) 10: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (807) 4: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (801) 11: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (808) 5: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (802) 12: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (809) 6: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (803) 13: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (810) 7: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (804) 14: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (811) 8: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (805) 15: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (812) 9: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (806) WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk

WindPRO version 2.8.579 des 2012 Project: Printed/Page Sikvalandskula 01.03.2013 09:11 / 5 Licensed user: Lyse Produksjon AS Ånund Nerheim Kjeller Vindteknikk AS Gunnar Randres vei 12 NO-2007 Kjeller (+47) 480 50 480 Kjeller Vindteknikk AS / reiar.kravik@vindteknikk.no Calculated: 01.03.2013 09:09/2.8.579 SHADOW - Calendar, graphical Calculation: REpower red med toposhadow WTGs 2: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (799) 10: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (807) 3: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (800) 11: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (808) 4: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (801) 12: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (809) 5: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (802) 13: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (810) 6: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (803) 14: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (811) 9: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (806) 15: REpower 3.4M 3400 104.0!O! hub: 80.0 m (TOT: 132.0 m) (812) WindPRO is developed by EMD International A/S, Niels Jernesvej 10, DK-9220 Aalborg Ø, Tel. +45 96 35 44 44, Fax +45 96 35 44 46, e-mail: windpro@emd.dk