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06-60~72 기술 05 해상풍력 1.ps 2012.12.26 19:58 페이지 60 Layout of Off-shore wind power complex This study is conducting in comparison with annual Energy production that is offshore windfarm complex layouts. first, we conduct to calculated the wind data of meteorological observatories which are adjacent the offshore wind-farm complex. The data is from December 1999 to December 2010. then, we acquired wind shear, wind speeds, wind directions, and turbulence intensities. Applied wind power turbine is Vestas V90 that is 3MW and offshore wind-farm layout is formed of 10ea. namely total amount is 30MW. First, Offshore wind-farm layouts are varied from distances of wind power turbines. The distances of wind power turbines are varied from 2D(200m) to 5D(500m) at 1D(100m) interval. we comparison with AEP of offshore wind-farm complex layouts that varied distances. The wide distance gets energy more than narrow distance. The AEP of varied distances is increased by distances. Second, Offshore wind-farm layouts are varied from angles of wind power turbines. The angles are between main wind direction and wind power turbines. The angles are varied from 47.5degree to 60.0degree at 2.5degree interval. generally, large angle, get more energy. but large angle is closed at shoreline. consequentially, The AEP is reduced. Finally, Offshore wind-farm layouts are varied from distances of the shoreline. The distances of shoreline are varied from 500m to 900m at 100m interval. A distant wind-farm complex layouts is getting much energy and increased a cost. the contrary, a near wind-farm complex layouts is decrease a cost and decreased AEP. 1. 서론 2. 풍황분석 3. 실측자료분석 4. 발전기배치에따른에너지효율변화 이경훈 1) 정용태 2) 박진호 3) 이상언 4) 5. 결론 1) 구조부문부사장, 토목구조기술사 (khlee@yooshin.co.kr) 2) 구조부문이사 (jyt713@yooshin.co.kr) 3) 구조부문부장, 토목구조기술사 (y12809@yooshin.co.kr) 4) 구조부문대리 (y13156@yooshin.co.kr) 60_ 제 19 호

06-60~72 기술 05 해상풍력 1.ps 2012.12.26 19:58 페이지 61 1. 서론 세계적인에너지소비급증과환경적, 정치적인이유로태양과바람등신재생에너지에대한관심이매우높아지고있다. 또한, 정부의신재생에너지지원정책으로풍력발전단지개발에대한많은계획이발표되어있고, 국내외관심이날로커지고있다. 그러나풍력발전단지개발에대한경험부족으로많은계획이에너지생산량이너무낮아경제성이없거나인허가가어려운지역에개발되고있다. 현재국내에서는육상에풍력발전을실시한경우가있으나풍력발전기 (wind turbine) 의대형화에따른회전자 (rotor) 의크기가증가하게되면서기술적, 환경적문제 ( 소음, 그림자효과 ) 와안전상의문제등으로육상풍력발전은그한계성을보인다. 반면삼면이바다인우리나라는해안지역의풍력자원이내륙에비하여상대적으로우수하며풍력발전단지의범위를정하는데제한조건이덜하다. 해안지역에서는해륙풍에의한일간풍향, 풍속변동이상존하며특히해풍일경우에는바람이해수면을지나서유입되므로풍속전단이적은반면, 육풍일경우에는육상의지형지물에의해풍속전단이크게발생하기때문에풍력발전기의구조적인안전성과내구성측면을고려할때정밀한풍환경분석이필요하다고사료된다 1) 해상풍력단지의건설에적합하고현재풍력발전단지계획이진행중인제주도는풍황이우수하여 2) 국내에서풍력개발이가장활발한지역중하나이다. 본연구의풍황분석은풍황상황이우수한지역인제주도판포리일대에 30MW의대단위해상풍력발전단지의가상계획에있어서단지배치를정할 목적으로예상지역의풍황분석및발전기배치에따른연간에너지생산량 (AEP) 을비교하고자한다. 이에먼저해상풍력발전단지가상부지와지리적으로근접한제주기상대와고산기상대의풍력자원조사하여가상예상단지에대한연간에너지생산량산출을추정하였다. 본연구에서는제주시판포리일대의 3MW 10 기 ( 합 30MW) 의설치를위해인근기상대에서관측된풍속계측기로부터얻은풍속데이터를이용하여풍속전단및풍환경분석을실시하고발전기위치에따른에너지효율을산정하여단지배치를추정하기로한다. 적용풍력발전기는풍력발전기중실적이있고발전기특성에대해널리알려진 VESTAS V90 을적용하는것으로하였다. VESTAS V90은기기당 3MW 로단지내에 10 기를설치하는것으로가정하였다. 발전기배치는 AEP, 경제성, 시공성, 지형조건, 민원, 환경적인요인등여러가지요인을고려하여결정하여야하지만, 여기서는연간에너지생산량 (Annual Energy Production) 만을고려하기로한다. 2. 풍황분석 2.1 풍력발전실측지점의개요 풍력발전은바람을이용해발전을하므로발전량은풍속에의해결정된다. 또한에너지생산량은발전단지의풍속의약 3승에비례하므로정확한풍속데이터계측이필수적이다. 3) 일반적으로풍력자원실측지점또는풍력발전시스템설치후보지검토기 www.yooshin.co.kr _ 61

06-60~72 기술 05 해상풍력 1.ps 2012.12.26 19:58 페이지 62 준에대해서는여러가지요소를감안할수있으며, 단순하게풍력자원의양호성만을가지고서풍력단지후보지를선정하기는곤란하며, 실제로풍력단지로서의개발가능성에대한여러가지의사전검토가있어야한다. 풍력발전후보지는지정학적요소, 건설환경적인요소, 행정환경적인요소및전력연계망관련요소, 부지확보문제라든지전력계통선의인근위치등의제반적인여건을풍력자원과함께고려하여야한다. 4) 이러한제반여건을고려하여해상풍력발전단지를계획하였다면계획하기에앞서우선적으로해당지역이경제성이있는바람에너지생산이가능한지를우선적으로파악되어야할것이다. 이에예상부지내에서가까운지역의기상대자료를이용하여추정연간에너지생산량 (AEP) 을추정할수있다. 제주기상청 서귀포기상대 고산기상대 [ 표 1] 실측지점 위치설립연도위도 : 33 31 N 경도 : 126 322 E - 해발고도 : 19.9m 위도 : 33 14 34.214 N 경도 : 126 34 2.501 E 해발고도 : 50.4m 위도 : 33 17 26.006 N 경도 : 126 09 53.357 E 해발고도 : 70.9 m 1961.01.01 1987.12.15 적용 예상발전단지인근에는약 3개기상관측소가있으나, 서귀포의경우예상단지와의거리가멀고서귀포기상대의관측자료는고산, 제주기상대의기상데이터와의상관성에서다소특이성을보여본연구에는적용하지않기로하였다. 기상관측소의자료는자료의통계학적최소한의의미를확보하기위해 2000년 1월 1일 ~2011년 1월 1일까지 10분평균 O O X 풍속과풍향데이터를수집하였다. 2.2 측정자료의분석방법 풍속 / 풍향자료는이미설치된측정 Pole에의해각각지표상최상단높이에서측정된다. 그러나실제의중대형급풍력발전기의발전기높이는약 80m 이상으로서실제풍속이측정되는실측높이와는차이가나게된다. 특히, 풍속은측정높이와주변의지형상태에따라변하게되므로, 실측된높이에서의풍속을풍력발전기높이까지보정할필요가있다. 본연구에서도중대형급풍력발전기의전형적인높이인 80m의풍속을실측된실측자료를이용하여보정 (extrapolation) 하였다. 일반적으로정상적인대기경계측내에서는다음과같은관계가형성된다. U(Z) U(Za) Z = ( ) α (1) 여기서, U와 Z는각각보정풍속과보정높이를말하며, 첨자 a는실측된풍속계의높이와실측풍속을나타낸다. 그리고 α는안정화된난류층에서는 1/7 에수렴하는값을지니게되나, 주변의지형이나높이및일사조건등여러가지의요소에의해결정되며, 이에대해서는이미많은이론적또는실험적인연구가진행되었다. 본연구에서는가장오차가적은것으로알려져있으면서도비교적보정이용이한수정된지수모델 (modified power law model) 을이용하여다음과같은관계식에의해측정높이와보정높이와의관계를설정하였다. Za 62_ 제 19 호

06-60~72 기술 05 해상풍력 1.ps 2012.12.26 19:58 페이지 63 α= a + bln[u(za)] 1 0.088 a = + ln(zg / Zo) 1-0.888ln(Za / 10) b = 여기서, 다. - 0.888 1-0.088ln(Za / 10) (2) (3) (4) Zg = Z Za 는기하학적평균높이 (m) 이 이상의관계식에의해실제측정 Pole의측정높이에서임의의높이에대한보정이가능하게된다. 즉, 임의의높이로높여서보정할수도있고, 또는임의의높이로낮춰서보정하는것도가능하나, 본래본보정식은지형이아주거칠거나실측높이와보정높이간의차이가아주크게되면오차가생기는모델로서이를주의하여적용하여야한다. 풍속 / 풍향자료는표준측정방식에의해매시간평균치를매시간의대표치로산정하여기록하게되어매시간의풍속 / 풍향자료변화치를측정하여획득할수있다. 본절에서는임의의실측자료인풍속자료를이용하여확률적분석방법에대해언급코자한다. 임의의측정자료인풍속자료의분석은 WindPRO을이용하여분석하였다. 5) 즉, 풍속분포의수학적모델중가장적절하게이용되고있는 2변수 WEIBULL분포함수는다음과같다. K V V P(V) =( ) ( ) K-1 exp[- ( ) K ] C C C (5) 여기서, V 는풍속을나타내고 C 는 Scale parameter로서분포되는풍속의평균치와관계하며, K는 Shape parameter로서분포된풍속의편차와관계하는상수이다. 또한, 평균풍속의정의를다음과같이정리하면, V = P(V) V d V 0 위의관계에서다음과같은일반식이도출된다. n n V n = C n Г(1+ ),1+( ) 0 K K 따라서, 위의관계식에서풍속의측정된 V 및 V 3 값에의해 C와 K의값이계산된다. 계산된 C와 K 의값을알면풍력에너지가갖는에너지밀도를다음의식에의해계산할수있게된다. 1 P W = ρa V 3 P (V )d V 2 0 1 3 = ρa C 3 Г(1+ ) 2 K 여기서, ρ는공기의밀도 (kg/ m3 ), A는공기의투과면적 ( m2 ), Γ는 Gamma함수를나타낸다. 3. 실측자료분석 3.1 계측풍속의정리 (6) (7) (8) 제주, 고산기상대의측정자료중통계학적의미를가지기위해측정된기간은 2000년 1월 1일부터 2011년 1월 1일까지의 10 분평균풍속에대해서분 www.yooshin.co.kr _ 63

06-60~72 기술 05 해상풍력 1.ps 2012.12.26 19:58 페이지 64 석하였다. 계측자료를분석하기위해서풍황분석상용프로그램인 Wasp을이용하였다. Wasp은대기유동장의지배방정식 Navier-stokes방정식을중립대기 (neutral atmosphere) 에서지형경사도변화가적다고가정하여선형화한수학적방정식을이용하였다. 제주기상대의에서측정된시간별평균풍속과풍향자료를분석한결과아래의그림에서와같이주풍향방향은 NNW 방향이며 weibull 매개변수 A 는 3.8, K는 1.78이다. 제주기상대의측정자료의각방향별 weibull 매개변수 (A, K) 와빈도및평균풍속은아래의 [ 표 2] 와같다. [ 그림 1] 제주기상대의풍향분포및 weibull 분포 [ 표 2] 제주기상대기상자료분석 구분 Weibull A Weibull K 빈도 (%) 평균풍속 N 3.901 1.920 12.577 3.460 NNE 3.574 1.943 10.494 3.169 ENE 4.157 2.839 8.153 3.703 E 3.725 2.519 8.268 3.306 ESE 3.033 1.790 5.568 2.698 SSE 2.340 2.039 6.594 2.073 S 2.389 1.800 8.410 2.125 SSW 3.183 1.232 6.066 2.974 WSW 4.021 1.953 4.927 3.656 64_ 제 19 호

06-60~72 기술 05 해상풍력 1.ps 2012.12.26 19:58 페이지 65 구분 Weibull A Weibull K 빈도 (%) 평균풍속 W 4.033 2.235 5.556 3.572 WNW 4.645 2.020 8.955 4.115 NNW 5.109 2.009 14.432 4.527 평균 3.805 1.783 100 3.385 고산기상대에서측정된시간별평균풍속과풍향자료를분석한결과다음의그림에서와같이주 풍향방향은 NNW, N 방향이며 weibull 매개변수 A는 8.2, K는 1.59이다. [ 그림 2] 고산기상대의풍향분포및 weibull 분포 제주기상대의측정자료의각방향별 weibull 매개변수 (A, K) 와빈도및평균풍속은아래의표와같다. [ 표 3] 고산기상대자료분석 구분 Weibull A Weibull K 빈도 (%) 평균풍속 N 11.631 2.0631 20.422 10.303 NNE 7.267 1.9388 13.718 6.445 ENE 5.813 2.0629 10.217 5.149 E 4.780 1.9151 4.418 4.241 ESE 5.312 1.5664 6.241 4.773 SSE 6.849 2.0115 12.873 6.069 www.yooshin.co.kr _ 65

06-60~72 기술 05 해상풍력 1.ps 2012.12.26 19:58 페이지 66 구분 Weibull A Weibull K 빈도 (%) 평균풍속 S 6.846 2.1452 7.072 6.063 SSW 5.795 1.6692 2.733 5.177 WSW 6.059 1.6101 2.270 5.429 W 6.849 1.5946 3.350 6.142 WNW 8.045 1.4144 3.992 7.320 NNW 12.373 2.0416 12.694 10.962 평균 8.210 1.5938 100 7.364 위와같이제주및고산기상대의바람장미도 (Wind rose) 를살펴보면주풍향은북풍, 북북서방향이주풍향이된다. 이에추후발전기배치에있어서주로북풍또는북북서방향에직각인방향으로배치함이발전기의에너지효율에유리할것으로판단된다. 3.2 MCP분석풍력발전기의 AEP 산정을위해서는장기풍속의계측이필요하다. 그러나풍력발전기계획에있어서장기계측은여러가지등으로불가능한경우가대부분이다. 따라서현장에설치한기상관측탑에서단기간측정한풍속을바탕으로인근기상대의장기풍속을이용하여발전단지의장기풍속을추정하는방법 (MCP : Measure-Correlate-Predict) 을이용한다. MCP의간단한개념은먼저동일한짧은기간동안에현장과인근기상대풍속간의상관관계를구하고이러한상관관계를인근기상대의장기풍속에적용하여현장의장기풍속을추정하는방법이다. 다음의 [ 그림 3] 은 MCP 방법의대략적개념도이다. Reference site Short-term date (wind speed, direction) Reference site Long-term date (wind speed, direction) MCP model [ 그림 3] MCP 방법개념도 Target site Short-term date (wind speed, direction) Target site Long-term date (wind speed, direction) MCP 방법에서기준점의장기데이터는풍속과풍향의시간이력이될수도있고아니면확률분포가될수도있다. MCP 방법선형보간법 (Linear Regression method), Matrix method, Weibull scale method, wind Index method 방법등이있다. 이중본연구에서는선형보간법을이용하여장기풍속을추정하였다. 단기풍속은현장의측정기간 1 년치의값을이용하였고, 장기풍속은판포리주변의기상관측자료 11년치 (1999 년 12월 ~2010년 12 월 ) 를이용하였다. 66_ 제 19 호

06-60~72 기술 05 해상풍력 1.ps 2012.12.26 19:58 페이지 67 [ 표 4] 단기측정과장기측정의상관성 1년평균풍속 7.4 m/s 동기간동안장기평균풍속 7.2 m/s 상관성 97.5% 위값을이용하여금등주변의기상관측자료를보정하여발전기허브높이 (80m) 에서의장기풍속은 7.9m/s로산정되었다. 4. 발전기배치에따른에너지효율변화 제주시한경면판포리공유수면에 30MW 해상풍력발전단지를계획함에있어서풍력발전기의각각의위치를결정하는데에는발전기효율이나, 시공성, 경제성, 민원, 환경적요인등의여러가지요인이복합적으로작용해야한다. 그중풍력발전단지의연간에너지생산량 (AEP : Annual Energy Production) 예측은사업의경제성을평가하는요인중중요한변수중하나이다. 이에본연구에서는발전기의연간에너지생산량을추정하기위해발전기배치방법에따른 AEP 을산정하고자한다. 이는해상풍력발전단지설계에서기본계획단계에서해상풍력발전단지를결정하는데중요한요인중에하나이다. 풍력발전단지의연간에너지생산량 (AEP) 의추정을위해국내외에서많이쓰이고있는풍력발전단지설계용상용소프트웨어인 WindPRO을이용하였다. AEP 산정에있어서적용된발전기는현재상용된국내외해상풍력발전기중대형인 Vestas의 V90 을 적용하였으며, 발전기의출력곡선 (Power Curve) 은 WinPro에서제공하는출력곡선을적용하였다. 에너지생산량산정을위해예상발전단지내반경 20km에대한지형을묘사하였으며, 반경 5km 에대한장애물을입력하였다. 육상지역은낮은수목과저층건물지역으로이루어진지역으로가정하였다. 또한, Roughness length을 0.03으로가정하였으며높이에따른 α는 0.015로산정하였다. Wake Model은해수면에서거의일어나지않는다고가정하여 wake Decay constant 값은 0.04를사용하였다. wake Model은 N.O. Jensen을사용하였다. 이는발전기후류의 wake을선형으로가정한것으로이에대한상세한내용은본연구의내용과맞지않아생략하기로한다. 허브높이에서의공기밀도는 1.216kg/m 3 으로가정하였고압력은 1,003.8hpa로가정하였다. 위의가정은단지배치의에너지효율변화비교에있어서공통된조건으로가정하였다. 발전기의배치는풍황분석을통해북북서, 북풍이주풍향방향을파악되어, 해안선라인과주풍향과직각을이루는배치를기본안으로산정하였다. 4.1 간격에따른에너지효율변화풍력발전기간격에따른영향을고려하기위해본연구에적용된 3MW 의회전자 (rotor) 의크기는 90.0m이지만, 직경 (D) 은 100m로가정하였다. 발전기간격은 2D(200m), 2.5D(250m), 3.0D (300m), 3.5D(350m), 4D(400m), 5D(500m) 에따른발전기위치의대략적위치는 [ 그림 4] 와같다. 일반적인발전기의간격은주풍방향에대해직 www.yooshin.co.kr _ 67

06-60~72 기술 05 해상풍력 1.ps 2012.12.26 19:58 페이지 68 각방향으로는 3D 이상, 주풍방향으로는 6D 이상을추천한다. 본연구에서는북풍이주방향이므로간격은주풍방향의직각방향으로가정하였다. 발전기에의해야기되는후류에대해서도고려되었다. 풍력발전기간격에따른연간에너지생산량 (AEP) 은아래 [ 표 6] 과같다. PARK값은발전기 10개의상호간섭을고려한연간에너지생산량이며, 손실은여러전기적인및기타손실을 10% 로일률적으로가정하였다. 발전기간격이 2D 에서 5D 까지넓어질수록단지의효율성은 93.6% 에서 98.3% 까지증가한다. 이는간격이넓어질수록발전기의 wake turbulence에의한상호간섭이줄어들어발전기의생산량이증가하는것을알수있다. 실제사업에서는발전기사이 [ 그림 4] 간격에따른발전기위치간격이증가하면발전기의생산량은증가하지만전체적인사업구역이넓어져사업의경제적타당성이떨어진다. [ 표 6] 발전기간격에따른연간에너지생산량 구 분 2D 2.5D 3D 3.5D 4D 5D result PARK(MWh/y) 90,610 92,384 93,605 94,571 95,395 96,932 result -10%(MWh) 81,549 83,145 84,245 85,114 85,856 87,238 GROSS(MWh/y) 96,853 97,005 97,200 97,467 97,786 98,650 efficiency(%) 93.6 95.2 96.3 97.0 97.6 98.3 mean WTG(MWh/y) 8,154 8,314 8,424 8,511 8,585 8,723 Full load hours(hours/year) 2,718 2,772 2,808 2,837 2,862 2,908 Capacity factor(%) 31.0 31.6 32.0 32.4 32.6 33.2 또한, 지나치게발전기간격을줄이면에너지생산량감소및발전기블레이드, 타워의피로문제등이발생할수있다. 이에따라발전단지계획시이에대한고려를하여야한다. 2D 에서 2.5D로간격이넓어지면연간에너지생산량의증가가크지만 2.5D 이후로는대략일정한비율로연간에너지생산량이증가함을알수있다. 이는일정한거리이후에는발전기의후류에의한영향을덜받을것으로판단된다. [ 그림 5] 발전기간격에따른발전기생산량 68_ 제 19 호

06-60~72 기술 05 해상풍력 1.ps 2012.12.26 19:58 페이지 69 4.2 기울기에따른에너지효율변화 계측풍속의분석결과주풍향 (main direction) 이북 (N) 방향으로풍력발전기의배치는주풍향과직각방향으로배치하는것이에너지생산량을극대화시킬수있지만다른여러가지고려사항 ( 지형, 수심 ) 으로직각방향으로는배치할수없다. 이에진북 ( 진북 ) 방향에서 47.5도에서 60도까지 2.5도간격으로배치하여검토하였다. 일반적인배치형상이라면, 발전단지의배치는주풍향에직각방향으로배치하는것이생산량측면에서는유리하다. 그러나육상발전단지나육지에근접한해상풍력발전단지의경우주풍향과주변지형및장애물에의한영향을고려하여야한다. [ 그림 6] 기울기에따른발전기위치기울기에따른분석결과주풍향방향과의경사각이클수록 ( 즉, 주풍향방향에직각배열에가까울수록 ) 발전기각각의위치에서의효율이좋아짐을확 [ 표 7] 발전기기울기에따른연간에너지생산량 구 분 47.5도 47.5도 47.5도 47.5도 47.5도 47.5도 result PARK (MWh/y) 93,333 93,605 93,852 93,812 93,654 93,399 result -10% (MWh) 83,999 84,245 84,467 84,431 84,289 84,059 GROSS (MWh/y) 97,496 97,200 97,044 96,728 96,3776 95,987 efficiency (%) 95.7 96.3 96.7 97.0 97.2 97.3 mean WTG (MWh/y) 8,400 8,424 8,446 8,443 8,428 8,405 Full load hours (Hours/year) 2,800 2,808 2,816 2,814 2,810 2,802 Capacity factor (%) 31.9 32.0 32.1 32.1 32.1 32.0 인할수있다. 이는일반적으로지장물은최소지장물높이의 10 배까지바람의흐름에영향을주고, 해안에위치한건물은주로 4~5m 이하의낮은건물로구성되어있고, 높은수목등이없는지형이다. 일반적인배치형상이라면, 발전단지의배치는주풍향에직각방향으로배치하는것이생산량측면에서는유리하다. 그러나, 본해석결과기울기가 52.5도부터 60.0도까지는오히려생산량이감소함 [ 그림 7] 기울기에따른발전기생산량 www.yooshin.co.kr _ 69

06-60~72 기술 05 해상풍력 1.ps 2012.12.26 19:58 페이지 70 을알수있다. 이는발전기의기울기가커지면서최외각발전기가해안으로접근하면서해안에있는지장물과지형의영향을받아에너지생산량이감소하게된다. 이는추후발전단지배치시에주풍향과발전기배치시고려되어야할것이다. 4.3 해안선이격거리에따른에너지효율변화 해안선으로부터이격거리가떨어질수록해저케이블길이및수심이깊어져공사비증가및작업성에영향을주게된다. 또한해안선으로이격거리가가까워질수록해안선에있는장애물 ( 건물, 수목 ) 의영향을받을수있고, 해안민가에소음등의민원을유발할수있다. 이에해안선의영향을살펴보기위해해안선으로부터이격거리를 500m에서 900m 까지 100m 간격으로배치하였다. 기준발전기를중심으로민가로부터이력거리를산출하였고. 발전기배치는주풍향과의기울기는 50.0도를하였고, 발전기간의간격은 3D 를기준으로하였다. 민가에서의이격거리는한국환경정책평가연구원 6) 에서제시한최소이격거리 500m이격거리와환경 [ 그림 8] 이격거리에따른발전기위치정책기본법 4) 에따른 45db 이하를만족하는이격거리 800m 이상을제시하여이범위내에서의이격거리의변동에따른영향을고려하고자하였다. 해안선이격거리에따른연간에너지생산량의변화는발전기가해안선으로부터멀어질수록발전기의이용률이증가함을알수있다. 이는사업구간의해안선에주로단층으로구성된민가가주로구성되어있는지역임에도근접한발전단지의에너지생산량에영향을미침을알수있다. 그러나해안선으로부터충분한이격거리를가질경우수심의급격한 [ 표 8] 이격거리에따른연간에너지생산량 구분 900m 800m 700m 600m 500m result PARK (MWh/y) 93,605 93,228 92,723 92,187 91,655 result -10% (MWh) 84,245 83,906 82,451 82,968 82,490 GROSS (MWh/y) 97,200 96,788 95,239 95,659 95,092 efficiency (%) 96.3 96.3 96.3 96.4 96.4 mean WTG (MWh/y) 8,424 8,390 8,345 8,296 8,249 Full load hours (Hours/year) 2,808 2,797 2,782 2,766 2,750 Capacity factor (%) 32.0 31.9 31.7 31.5 31.4 70_ 제 19 호

06-60~72 기술 05 해상풍력 1.ps 2012.12.26 19:58 페이지 71 증가가발생할수있다. 따라서발전단지계획시에는이러한고려도함께되어야할것이다. [ 그림 9] 이격거리에따른발전기생산량이격거리에따른에너지생산효율을살펴보면해안선으로멀어질수록효율은증가한다. 이는해안의지장물의영향을덜받기때문으로판단된다. 허나, 해안에서멀어질수록수심이증가하고공사비, 구조적안정성에영향을줄수있다. 5. 결론 본연구에서는계획풍력발전단지의관측자료와인근기상대 ( 제주, 고산 ) 의장기풍속 (11 년치 ) 자료와의 MCP 분석을실시하여발전기허브높이에서의평균풍속을산정하였다. 이를이용하여계획풍력발전단지계획에있어서발전기의간격, 주풍향방향과의기울기, 해안선에서의이격거리등에대한연간에너지생산량 (AEP) 을산정하였다. 1. 제주기상대에서측정된기상자료분석결과주풍향방향은 NNW 방향이며 Scale parameter (C) 는 3.8, Shape parameter(k) 는 1.78임을 알수있다. 2. 고산기상대에서측정된기상자료분석결과주풍향방향은 NNW, N방향이며 Scale parameter(c) 는 8.2, Shape parameter(k) 는 1.59임을알수있다. 3. 해상풍력발전단지에서의단기자료와장기기상대자료와의상관성은 97.5% 를보였으며발전기허브높이 (80m) 에서의장기풍속은 7.9m/s임을알수있다. 4. 발전기간격 (D=100m) 에따른에너지생산량은간격이넓어질수록생산량이증가함을보였다. 5. 주풍방향에대한기울기에따른에너지생산량은주풍향과의경사각이켜질수록에너지생산량이증가하나경사각이너무커져해상풍력발전기가해안에근접하게되면오히려생산량이감소하게되어해안의근접도와경사각에대한고려가필요하다. 6. 해안에서의이격거리에따른에너지생산량의비교는해안선으로근접할수록에너지생산량이감소함을보였다. 이는해안의장애물에의한영향임을알수있다. 참고문헌 1. 김현구, 포항지역풍속전단형태분석과측정- 보정-예측법의응용. 한국신재생에너지학회, Vol1, No, pp.26-33, 2005. 2. 김현구, 장문석, 한반도바람지도구축에관한연구Ⅱ. 저해상도바람지도화및풍력자원정보체계, 한국신재생에너지학회, 3(1), pp.20- www.yooshin.co.kr _ 71

06-60~72 기술 05 해상풍력 1.ps 2012.12.26 19:58 페이지 72 26, 2007 3. 황병선. 풍력터빈의이해. 도서출판아진, pp.72 4. 환경정책기본법 5. 김건훈. 풍력자원정밀조사및풍력단지개발기술증진연구. 한국신재생에너지학회, 제17 회워크샵및추계학술대회, 2005 6. 한국환경정책평가원구원, 환경성을고려한태양광, 풍력발전소입지선정가이드라인, 연구보고서, 2008 * 본내용은대한토목학회 2012년학술대회에수록된내용임. 72_ 제 19 호