KR20150035085A - 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템 - Google Patents

해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템 Download PDF

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KR20150035085A
KR20150035085A KR20130115242A KR20130115242A KR20150035085A KR 20150035085 A KR20150035085 A KR 20150035085A KR 20130115242 A KR20130115242 A KR 20130115242A KR 20130115242 A KR20130115242 A KR 20130115242A KR 20150035085 A KR20150035085 A KR 20150035085A
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    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Abstract

본 발명은 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템에 관한 것으로, 풍력터빈 및 풍력발전단지의 기대출력을 산정하는 기대출력 산정부와, 내부그리드 구성을 위한 적어도 하나 이상의 대안을 선정하는 대안 선정부와, 상기 선정된 대안들에 대하여 각기 경제성을 평가하는 경제성 평가부와, 상기 선정된 대안들에 대하여 각기 신뢰도를 평가하는 신뢰도 평가부와, 상기 경제성 평가를 위하여 전체 투자비용 및 전력손실비용을 각기 산정하고, 상기 신뢰도 평가를 위하여 내부그리드 설비 고장으로 인하여 육지계통에 전달하지 못하는 공급지장 전력량 및 그에 따른 공급지장비용을 각기 산정하는 비용 산정부 및 상기 선정된 대안들 중 상기 비용 산정부를 통해 산정된 비용의 합이 최소가 되는 대안을 내부그리드 구성을 위한 최적의 대안으로 선정하는 최적대안 선정부를 포함한다.

Description

해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템{OPTIMAL ARRANGEMENT SYSTEM FOR INTERNAL GRID OF OFFSHORE WIND FARM}
본 발명은 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템에 관한 것으로, 보다 상세하게는 내부그리드의 구성에 따른 경제성 및 신뢰도 평가를 통하여 해상풍력발전단지의 전체 비용을 최소화시키기 위한 최적구성 대안을 선정할 수 있도록 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템에 관한 것이다.
최근 신재생에너지원으로 각광받고 있는 풍력발전은 설치용량의 대용량화 및 육상에서의 설치위치 부족으로 해상에 설치하고 있는 추세이다.
그러나 해상풍력발전은 지리적인 접근의 어려움과 해저케이블과 같은 계통연계 설비 고장으로 인한 전력생산 중단이 발생할 경우 경제적 손실뿐만 아니라, 육지 전력계통 운영에 악영향을 줄 수 있다.
일반적으로 해상풍력발전단지는 수십 또는 수백 기의 풍력터빈으로 구성되며, 이러한 풍력터빈들은 내부그리드를 통해 해상변전소와 연계되어 생산한 전력을 육지계통으로 전송하게 된다.
수십 기의 풍력터빈과 해저케이블로 구성되는 내부그리드는 풍력터빈 및 케이블 구성에 따라 해상풍력발전단지 구축비용에 많은 차이점을 보이며, 내부그리드 해저케이블에 고장이 발생할 경우 풍력터빈에서 생산되어 해상변전소로 보내지는 전력이 제약을 받게 되므로 내부그리드 구성방안에 따른 경제성 및 신뢰성을 검토하는 것이 매우 중요하다.
그러나 최근 급증하고 있는 해상풍력발전단지에 대한 경제성 및 신뢰도 평가기술은 미비한 수준이다. 또한, 관련 시장의 높은 진입장벽으로 인하여 관련된 정보 또한 미비한 실정이다.
본 발명의 배경기술은 대한민국 공개특허 특2003-0036935호(2003.05.09.공개, 풍력 발전 단지)에 개시되어 있다.
본 발명은 상기와 같은 문제점을 해결하기 위해 창작된 것으로서, 내부그리드의 구성에 따른 경제성 및 신뢰도 평가를 통하여 해상풍력발전단지의 전체 비용을 최소화시키기 위한 최적구성 대안을 선정할 수 있도록 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템을 제공하는데 그 목적이 있다.
또한 본 발명은 내부그리드 구성 시 고려되어야 하는 요인들을 정의하고, 내부그리드 구성을 위한 요소들을 입력하면 자동으로 해상풍력발전단지의 경제성 및 신뢰도를 평가하여 내부그리드 최적배치를 수행하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템을 제공하는데 그 목적이 있다.
또한 본 발명은 내부그리드 구성을 위한 투자비용 및 구성에 따른 전력손실비용의 합으로 경제성을 평가하고, 해저케이블 고장에 의해 해상 변전소로 전달되지 못하는 전력량 및 그에 대한 손실비용(공급지장비용)으로 신뢰도를 평가하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템을 제공하는데 그 목적이 있다.
본 발명의 일 측면에 따른 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템은, 풍력터빈 및 풍력발전단지의 기대출력을 산정하는 기대출력 산정부; 내부그리드 구성을 위한 적어도 하나 이상의 대안을 선정하는 대안 선정부; 상기 선정된 대안들에 대하여 각기 경제성을 평가하는 경제성 평가부; 상기 선정된 대안들에 대하여 각기 신뢰도를 평가하는 신뢰도 평가부; 상기 경제성 평가를 위하여 전체 투자비용 및 전력손실비용을 각기 산정하고, 상기 신뢰도 평가를 위하여 내부그리드 설비 고장으로 인하여 육지계통에 전달하지 못하는 공급지장 전력량 및 그에 따른 공급지장비용을 각기 산정하는 비용 산정부; 및 상기 선정된 대안들 중 상기 비용 산정부를 통해 산정된 비용의 합이 최소가 되는 대안을 내부그리드 구성을 위한 최적의 대안으로 선정하는 최적대안 선정부;를 포함하는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 있어서, 상기 대안 선정부는, 상기 풍력발전단지 내부그리드를 구성하기 위한 고려요소로서, 1) 다수 풍력터빈의 위치 및 간격, 2) 내부그리드의 기준전압 및 이에 따른 해저케이블의 선종 또는 정격용량, 3) 피더의 개수, 4) 내부그리드 배치방법 중 적어도 하나 이상을 고려하는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 있어서, 상기 풍력터빈 및 전체 풍력발전단지의 기대출력은 출력발전단지의 연간 기대 전력 생산량(
Figure pat00001
)으로서, 개별 풍력터빈의 기대출력(
Figure pat00002
), 풍력발전단지 내의 풍력터빈의 총 개수(
Figure pat00003
) 및 1년의 총 시간(8760h)의 곱에 의해서 계산되는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 있어서, 내부그리드 기준전압에 따른 해저케이블의 선종별 정격용량(
Figure pat00004
)은, 케이블 선종별 허용전류(
Figure pat00005
), 내부그리드(IG)의 기준전압(
Figure pat00006
) 및 내부그리드 역률(
Figure pat00007
)의 곱에 근거하여 산정되는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 있어서, 상기 내부그리드에 대한 투자비용은, 해저케이블 선종별 단위 길이당 투자비용(자재비와 공사비용의 합)과 그 사용된 거리의 곱으로 계산되는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 있어서, 내부그리드에서의 전체 전력손실은, 모든 케이블 구간의 전력손실의 합에 근거하여 산정되는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 있어서, 전력손실로 인하여, 육지계통으로 판매하지 못하는 전력에 대한 비용을 나타내는 전력손실비용(
Figure pat00008
)은, 케이블에서의 전력손실(
Figure pat00009
)과 전력 판매단가(
Figure pat00010
)의 곱에 의거하여 산정되는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 있어서, 상기 공급지장 전력량(EEC)은 내부그리드 케이블 고장으로 인하여, 풍력터빈으로부터 해상변전소로 전달되지 못하는 에너지이고, 상기 공급지장비용(EECC)은 상기 공급지장 전력량만큼의 전기에너지를 판매하지 못함으로써 발생하는 손해비용이며, 케이블 고장으로 인하여, 해상변전소로 전달되지 못하는 용량의 비율은 공급지장 비율(ECCR)인 것을 특징으로 한다.
본 발명에 있어서, 상기 공급지장 전력량(EEC)은, 상기 공급지장 비율(ECCR)과 해상풍력발전단지의 연간 기대 전력생산량의 곱으로 산정되는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 있어서, 내부그리드의 전체 공급지장 비율(
Figure pat00011
)은, 각 피더의 공급지장 비율의 합으로 산정되는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 있어서, 내부그리드의 공급지장 전력량(
Figure pat00012
)은 출력발전단지의 연간 기대 전력 생산량(
Figure pat00013
)과 내부그리드의 공급지장 비율(
Figure pat00014
)의 곱에 근거하여 산정되는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 있어서, 내부그리드의 공급지장 비용(
Figure pat00015
)은 내부그리드의 공급지장 전력량(
Figure pat00016
)과 판매단가(
Figure pat00017
)의 곱에 근거하여 산정되는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 있어서, 상기 최적의 대안은, 투자비용 및 전력손실비용 그리고 공급지장 비용의 합이 최소가 되는 대안으로 선정되는 것을 특징으로 한다.
본 발명은 내부그리드의 구성에 따른 경제성 및 신뢰도 평가를 통하여 해상풍력발전단지의 전체 비용을 최소화시키기 위한 최적구성 대안을 선정할 수 있도록 함으로써 내부그리드 구성을 위한 투자비용 및 전력손실비용 그리고 공급지장비용의 합이 최소가 되는 대안으로 선정될 수 있도록 한다. 또한 본 발명은 육지의 대규모 풍력단지에도 적용이 가능하며, 풍력이외에도 다양한 발전원으로 구성된 발전단지의 내부그리드를 구성하는 데에 활용될 수 있도록 한다.
도 1은 전형적인 내부그리드의 배치방식을 설명하기 위한 예시도.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템의 개략적인 구성을 보인 예시도.
도 3은 상기 도 2에 있어서, 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치 방법을 설명하기 위한 흐름도.
도 4는 일반적인 풍력터빈의 출력특성을 그래프로 보인 예시도.
도 5는 내부그리드 케이블 선로의 정의를 설명하기 위하여 보인 예시도.
도 6은 본 발명의 적용을 위한 해저케이블의 동작상태 모델을 설명하기 위한 예시도.
도 7은 고리형(Ring) 내부그리드의 구조를 보인 예시도.
도 8은 제한된 풍력터빈의 출력특성을 그래프로 보인 예시도.
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명에 따른 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템 및 방법의 일 실시예를 설명한다.
이 과정에서 도면에 도시된 선들의 두께나 구성요소의 크기 등은 설명의 명료성과 편의상 과장되게 도시되어 있을 수 있다. 또한, 후술되는 용어들은 본 발명에서의 기능을 고려하여 정의된 용어들로서 이는 사용자, 운용자의 의도 또는 관례에 따라 달라질 수 있다. 그러므로 이러한 용어들에 대한 정의는 본 명세서 전반에 걸친 내용을 토대로 내려져야 할 것이다.
본 발명에서 전력계통 신뢰도 평가기술이란, 불시의 전력설비 고장이 발생하였을 때 수용가에 전기에너지를 공급하는 능력의 정도를 평가하는 기술이다.
통상적으로 전력계통은 신뢰도 및 안정도 해석을 수행하여 취약한 설비를 평가하고, 이에 대한 신규설비의 건설계획을 수립한다.
이때 신뢰도 평가결과는 경제적인 고려요소와 함께, 신규설비의 건설을 위한 의사결정에 반영된다. 여기서 상기 신뢰도 평가기술은 해석모델에 따른 결정론적 방법과 설비들의 사고확률을 고려하여 계산하는 확률론적인 방법이 있으며, 그 중 복잡하고 고장의 발생이 불분명한 전력계통의 특성을 반영하는 확률론적인 평가방법에 관한 연구가 많이 이루어지고 있는 상황이다.
본 발명에 관련된 해상풍력발전단지 내부그리드를 구성하기 위한 고려요소로, 아래의 요인들이 있다.
1) 다수 풍력터빈의 위치 및 간격
2) 내부그리드의 기준전압 및 이에 따른 해저케이블 선종(정격용량)
3) 피더의 개수
4) 내부그리드 배치방법
도 1은 전형적인 내부그리드의 배치방식을 설명하기 위한 예시도이다.
내부그리드 배치를 기반으로, 상기 요소들을 고려한 내부그리드를 구성하기 위한 대안은 매우 다양하게 존재한다. 예컨대 전형적인 내부그리드 배치방식으로는 방사형 구조, 별형 구조, 고리형 구조가 있다.
상기 내부그리드 최적 배치를 위해서는 기본적으로 내부그리드의 투자비용 및 전력손실비용이 최소가 되도록 경제적인 요소를 반영하여 구성된다. 여기에, 신뢰도 평가기술을 통한 결과를 함께 고려하여 최적의 대안을 선정하기 위한 알고리즘을 구현한다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템의 개략적인 구성을 보인 예시도이다.
도 2에 도시된 바와 같이, 본 발명의 일 실시예에 따른 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템(100)은, 기대출력 산정부(110), 대안 선정부(120), 경제성 평가부(130), 신뢰도 평가부(140), 비용 산정부(150) 및 최적대안 선정부(160)를 포함한다.
상기 기대출력 산정부(110)는 풍력터빈 및 풍력발전단지의 기대출력을 산정한다.
상기 대안 선정부(120)는 상술한 1)~4)의 고려요소들을 반영하여 내부그리드 구성을 위한 대안들을 선정한다.
상기 경제성 평가부(130)는 상기 선정된 내부그리드 구성을 위한 대안들에 대하여 각기 경제성을 평가한다.
상기 신뢰도 평가부(140)는 상기 선정된 내부그리드 구성을 위한 대안들에 대하여 각기 신뢰도를 평가한다.
상기 비용 산정부(150)는 상기 경제성 평가를 위하여 전체 투자비용 및 전력손실비용을 각기 산정하여 평가한다. 또한 상기 비용 산정부(150)는 상기 신뢰도 평가를 위하여 케이블 고장 등으로 인하여 풍력발전단지에서 해상변전소로 전달되지 못함으로써 공급지장 전력량만큼의 전기에너지를 판매하지 못해 발생하는 손해비용을 산정한다.
상기 최적대안 선정부(160)는 상기 선정된 내부그리드 구성을 위한 대안들 중 상기 비용 산정부(150)를 통해 산정된 비용의 합이 최소가 되는 대안을 내부그리드 구성을 위한 최적의 대안으로 선정한다.
도 3은 상기 도 2에 있어서, 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치 방법을 설명하기 위한 흐름도이다.
도 3에 도시된 바와 같이, 먼저, 풍력터빈 및 풍력발전단지의 기대출력을 산정한다(S101).
다음, 상기의 고려요소들을 반영하여 내부그리드 구성을 위한 대안들을 선정한다(S102).
다음 상기 선정된 각각의 내부그리드 구성을 위한 대안들에 대하여 경제성을 평가한다(S103). 상기 각각의 대안들에 대하여 경제성을 평가하기 위하여 전체 투자비용 및 전력손실에 따른 손실비용을 산정한다(S104, S105).
아울러 상기 선정된 각각의 내부그리드 구성을 위한 대안들에 대하여 신뢰도를 평가한다(S106). 이때 상기 각각의 대안들에 대하여 신뢰도를 평가하기 위하여 내부그리드 설비의 고장으로 인하여 육지계통에 전달하지 못하는 전력량 및 그에 따른 신뢰도 손실비용을 산정한다(S107).
최종적으로, 각각의 비용의 합이 최소가 되는 대안을 내부그리드 구성을 위한 최적의 대안으로 선정한다(S108).
이하, 상기 도 2 내지 도 3을 참조하여 설명한 각 구성 수단 및 방법들에 대해서 구체적으로 설명한다.
먼저, 해상풍력발전단지의 기대출력 산정 방법에 대해서 설명한다.
도 4는 일반적인 풍력터빈의 출력특성을 그래프로 보인 예시도이다.
해상풍력발전단지의 기대출력은, 풍력터빈(WT : Wind Turbine)의 출력특성과 풍속(WS : Wind Speed)의 확률분포를 이용하여 산정한다.
아래의 수학식 1은 풍속에 따른 풍력터빈의 출력을 나타낸 수식이다.
Figure pat00018
여기서, 풍속이
Figure pat00019
인 구간은, 풍속이 충분하지 않아서 풍력터빈이 전력을 생산하지 못하는 구간이다. 그리고
Figure pat00020
구간은, 기동속도(
Figure pat00021
) 이상에서 풍력터빈이 전력을 생산하기 시작하는 구간으로 풍속이 증가함에 따라 생산되는 전력도 증가한다. 그리고 정격속도(
Figure pat00022
) 이상의 풍속에서, 풍력터빈은 정격출력(
Figure pat00023
)을 생산하며, 제한속도(
Figure pat00024
) 이상의 풍속에서는 풍력터빈을 기계적으로 보호하기 위하여 전력생산을 중단한다.
개별 풍력터빈 및 전체 풍력발전단지의 기대출력은, 각각 아래의 수학식 2 및 수학식 3에 의해서 계산된다.
Figure pat00025
Figure pat00026
여기서,
Figure pat00027
: 개별 풍력터빈의 기대출력,
Figure pat00028
: 풍력발전단지의 연간 기대 전력 생산량,
Figure pat00029
: 풍력발전단지 내의 풍력터빈의 총 개수,
Figure pat00030
: 풍속이
Figure pat00031
일 확률이다.
이하, 내부그리드 구성을 위한 대안 선정 방법에 대해서 설명한다.
내부그리드를 구성하기 위한 대안들은 상술한 바와 같이 아래의 고려요소들을 고려하여 선정될 수 있다.
1) 내부그리드의 기준전압 및 이에 따른 해저케이블 선종(정격용량)
2) 피더의 개수
3) 내부그리드 배치방법
먼저 내부그리드 기준전압에 따른 해저케이블의 정격용량은 아래의 수학식 4와 같이 산정한다.
Figure pat00032
여기서,
Figure pat00033
: 케이블 선종별 정격용량,
Figure pat00034
: 케이블 선종별 허용전류,
Figure pat00035
: 내부그리드(IG, Internal Grid)의 기준전압,
Figure pat00036
: 내부그리드 역률이다.
해저케이블을 통한, 풍력터빈간의 연계는 아래의 조건을 따라서 수행된다.
1) 풍력터빈은 인근의 풍력터빈과 연계된다.
2) 해저케이블 선로끼리는 서로 교차하지 않는다.
3) 사용되는 해저케이블의 선종은 정격용량을 벗어나지 않는 범위 내에서 전체 투자비용이 최소가 되도록 선정하며, 향후 전력손실비용과의 비교를 통해서 보다 경제적인 구성을 위하여 변경될 수 있다.
이하, 내부그리드 경제성 평가방법에 대해서 설명한다.
경제성 및 신뢰도 평가를 수행하기 위하여, 내부그리드의 각 케이블 선로는 도 5에 도시된 바와 같이 정의된다.
도 5는 내부그리드 케이블 선로의 정의를 설명하기 위하여 보인 예시도이다.
이때 각각의 케이블 선로는 아래의 항목으로 정의된다.
-
Figure pat00037
: 케이블 구간 번호,
-
Figure pat00038
:
Figure pat00039
번 케이블 구간을 통해 흐르는 풍력터빈의 누적 개수
-
Figure pat00040
: 피더 번호
먼저, (1) 투자비용 산정 방법을 설명한다.
내부그리드에 대한 투자비용은 해저케이블 선종별 단위 길이당 투자비용(자재비와 공사비용의 합)과 그 사용된 거리의 곱으로, 아래의 수학식 5에 의해서 계산된다.
Figure pat00041
여기서,
Figure pat00042
: 전체 투자비용(Total Investment Cost),
Figure pat00043
: N번째 피더-
Figure pat00044
번째 선로구간의 길이,
Figure pat00045
: 케이블 선종별, 단위 길이당 투자비용,
Figure pat00046
: 케이블 회선 수
다음, (2) 전력속실비용 산정 방법을 설명한다.
내부그리드 전력손실을 산정하기 위하여 아래의 가정을 도입한다.
1) 해저케이블의 고장은 고려되지 않는다.
2) 모든 케이블 구간에서의 전압은 정격전압으로 가정한다.
3) 풍력터빈의 가용상태(정상 동작상태, 고장상태)를 고려한다.
상기와 같은 가정 하에, 케이블 구간별 전력손실은 아래의 수학식 6에 의해서 산정한다.
Figure pat00047
여기서,
Figure pat00048
: N번째 피더,
Figure pat00049
번째 선로구간의 평균 온도에서의 저항,
Figure pat00050
: 고장이 발생한 풍력터빈의 개수(
Figure pat00051
),
Figure pat00052
: 풍력터빈의 가용률,
Figure pat00053
: 풍력터빈의 비가용률(
Figure pat00054
),
Figure pat00055
: N번째 피더의
Figure pat00056
번째 선로구간에 흐를 수 있는 최대 유효전력, 또는
Figure pat00057
번째 선로구간을 기준으로 피더의 끝단까지의 풍력터빈의 누적용량,
Figure pat00058
: 케이블 정격전압,
Figure pat00059
: 역률,
Figure pat00060
: Loss load factor,
Figure pat00061
: 1년의 총 시간(T = 8760h)이다.
그리고 모든 케이블 구간의 전력손실 합으로, 아래의 수학식 7과 같이 내부그리드 전체 전력손실을 산정한다.
Figure pat00062
그리고 전력손실로 인하여, 육지계통으로 판매하지 못하는 전력에 대한 비용을 나타내는 전력손실비용은 아래의 수학식 8에 의하여 산정한다.
Figure pat00063
여기서,
Figure pat00064
: 케이블에서의 전력손실(Cable Loss),
Figure pat00065
: 케이블에서의 전력손실비용(Cost of Cable Loss),
Figure pat00066
: 전력 판매단가이다.
이하, 내부그리드 신뢰도 평가방법에 대해 설명한다.
먼저, (1) 공급지장 전력량 및 공급지장비용을 설명한다.
우선 내부그리드 신뢰도 평가결과로, 공급지장 전력량 및 공급지장비용 지수를 아래와 같이 정의한다.
1) 공급지장 전력량(EEC, Expected Energy Curtailed)
: 내부그리드 케이블 고장으로 인하여, 풍력터빈으로부터 해상변전소로 전달되지 못하는 에너지.
2) 공급지장비용(EECC, EEC Cost)
: 상기 공급지장 전력량만큼의 전기에너지를 판매하지 못함으로써 발생하는 손해비용.
이를 산정하기 위하여, 아래의 지수를 추가로 정의한다.
3) 공급지장 비율(ECCR, Expected Capacity Curtailed Rate)
: 케이블 고장으로 인하여, 해상변전소로 전달되지 못하는 용량(전력)의 비율.
상기 공급지장 비율(ECCR)과 해상풍력발전단지의 연간 기대 전력생산량의 곱으로 상기 공급지장 전력량(EEC)을 산정한다.
다음 (2) 케이블의 동작상태 모델에 대해서 설명한다.
내부그리드 구성설비인 해저케이블의 고장을 고려하기 위하여, 케이블의 동작 상태를 2-상태모델로 정의한다.
각 상태로의 이동은, 도 6에 도시된 바와 같이, 신뢰도 분석에서 정의하는 두 개의 천이율(Transient Rate)을 이용하여 나타낸다.
도 6은 본 발명의 적용을 위한 해저케이블의 동작상태 모델을 설명하기 위한 예시도이다.
상기 2-상태모델에서 케이블의 가용률(A, Availability) 및 비가용율(U, Unavailability)은 아래의 수학식 9와 같이 산정한다.
Figure pat00067
여기서,
Figure pat00068
: 해저케이블의 단위 길이당 평균 고장률,
Figure pat00069
: 평균 수리시간이다.
이하, 예시적으로, 방사형 및 별형 구조의 내부그리드 신뢰도 평가 방법을 설명한다.
방사형(Radial) 또는 별형(Star) 구조의 내부그리드에서, N 번째 피더의
Figure pat00070
번째 선로에 고장이 발생한 경우,
Figure pat00071
번째 선로에 흐를 수 있는 최대 유효전력을 공급지장전력으로 산정한다. 이에 N번째 피더의
Figure pat00072
번째 선로에 대한 공급지장 비율은 아래의 수학식 10으로 산정한다.
Figure pat00073
여기서,
Figure pat00074
: N 번째 피더,
Figure pat00075
번째 선로구간에 흐를 수 있는 최대 유효전력,
Figure pat00076
: 풍력단지의 전체 용량이다.
그리고 내부그리드의 전체 공급지장 비율은, 아래의 수학식 11과 같이 각 피더의 공급지장 비율의 합으로 산정한다.
Figure pat00077
그리고 내부그리드의 공급지장 전력량(EEC) 및 공급지장 비용(EECC)은, 각기 아래의 수학식 12, 13으로 산정한다.
Figure pat00078
Figure pat00079
이하, 예시적으로, 고리형 구조의 내부그리드에 대해서 설명한다.
도 7은 고리형(Ring) 내부그리드의 구조를 보인 예시도이다.
상기 고리형 구조의 내부그리드의 특징은 아래와 같다.
1) 고리형 구조는 방사형 구조에서, 각 피더의 끝단을 예비 케이블로 연계하여 구성된다.
2) 정상 동작상태에서, 예비 케이블은 오픈(Open) 상태를 유지하다가, 피더 내의 어떤 케이블 구간에서 고장이 발생하는 경우, 클로즈(Close) 된다.
3) 고리형 구조에서 각 피더를 구성하는 모든 케이블은 동일한 선종이 사용된다.
상기와 같은 특징의 고리형 구조의 내부그리드에서 임의의 N번째 피더는 두 개의 하위 피더(
Figure pat00080
)로 나뉜다.
두 개의 하위 피더 중의 한 지점에서 케이블 고장이 발생했다고 가정할 경우, 그 케이블을 통해 흐르던 전력은 예비 케이블을 통하여 고장이 발생하지 않은 피더를 통해 흐르게 된다. 이러한 상황에서, 고장이 발생하지 않은 피더의 정격용량에 따라 공급지장전력이 발생할 수도 있고 발생하지 않을 수도 있다.
예를 들어, 도 7에 도시된 바와 같이,
Figure pat00081
선로구간에서 고장이 발생한 경우,
Figure pat00082
선로구간으로 흐르던 전력은
Figure pat00083
하위 피더를 통해서 흐르게 된다.
이 경우, 아래의 두 가지 상황이 발생할 수 있다.
1) 만약,
Figure pat00084
하위 피더의 케이블 용량이, (1)~(4)번 풍력터빈 용량의 합보다 크다면, 공급지장전력은 발생하지 않는다.
2) 그러나 만약,
Figure pat00085
하위 피더의 케이블 용량이, (1)~(4)번 풍력터빈 용량의 합보다 작다면, 케이블 용량을 초과하는 풍력터빈의 출력량만큼의 공급지장전력이 발생하게 된다.
상기 두 번째 상황(즉, 공급지장전력이 발생하는 상황)에 대하여, 공급지장전력은 아래의 수학식 14와 같이 산정한다. 이때
Figure pat00086
하위 피더에 연계된 풍력터빈들은, 케이블 용량에 의하여 그 출력이 제한된다.
도 8은 제한된 풍력터빈의 출력특성을 그래프로 보인 예시도이다.
상기 두 가지 상황에서의 풍력터빈의 정격출력은 아래의 수학식 14와 같다.
Figure pat00087
여기서,
Figure pat00088
:
Figure pat00089
케이블에서 고장이 발생한 경우의 풍력터빈의 정격출력,
Figure pat00090
: N번째 피더를 구성하는 하위 피더. 각각 고장이 발생한 하위 피더와 고장이 발생하지 않은 하위 피더를 나타냄.
Figure pat00091
: 하위 피더의 케이블 정격용량,
Figure pat00092
: 고장이 발생하지 않은 하위 피더에 연계된 전체 풍력터빈의 개수이다.
상기의 두 가지 상황을 고려하여, 고리형 구조의 내부그리드에 대한 공급지장 비율은, 아래의 수학식 15를 이용하여 산정할 수 있다.
Figure pat00093
상기 고리형 구조의 내부그리드에서 공급지장 전력량 및 공급지장 비용은, 방사형 및 별형 구조의 내부그리드의 경우와 동일한 수식인 수학식 11, 수학식 12, 수학식 13을 이용하여 산정된다.
이하, 최적의 내부그리드 구성 대안 선정 방법에 대해서 설명한다.
상기 최적의 대안은, 투자비용 및 전력손실비용 그리고 공급지장 비용의 합이 최소가 되는 대안으로 선정한다.
여기서, 연간비용을 나타내는 전력손실비용 및 공급지장 비용은 고려되는 수명기간에 대한 순 현재가치로 평가되어 반영된다.
이에 대한 목적함수는 아래의 수학식 16과 같다.
Figure pat00094
여기서,
Figure pat00095
: 연도,
Figure pat00096
의 최대값은 평가기간이 되는 설비 수명기간을 의미하고,
Figure pat00097
: 할인율을 의미한다.
상술한 바와 같이 본 발명에 따른 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템은, 대단위 해상풍력발전단지 설계 및 구축 증가에 따른 운영효율을 향상시키고, 전기적 고장과 정전으로 인한 손상을 최소화하여 안정적인 전력 생산 및 운용 안정성을 향상시키는 효과가 있다. 또한 대규모 해상풍력발전단지 설계시 본 발명에 따른 방법을 적용할 경우 경제성과 신뢰성을 고려한 최적 내부망의 설계를 통한 비용절감 효과를 기대할 수 있다.
이상으로 본 발명은 도면에 도시된 실시예를 참고로 하여 설명되었으나, 이는 예시적인 것에 불과하며, 당해 기술이 속하는 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 이로부터 다양한 변형 및 균등한 타 실시예가 가능하다는 점을 이해할 것이다. 따라서 본 발명의 기술적 보호범위는 아래의 특허청구범위에 의해서 정하여져야 할 것이다.
110 : 기대출력 산정부 120 : 대안 선정부
130 : 경제성 평가부 140 : 신뢰도 평가부
150 : 비용 산정부 160 : 최적대안 선정부

Claims (13)

  1. 풍력터빈 및 풍력발전단지의 기대출력을 산정하는 기대출력 산정부;
    내부그리드 구성을 위한 적어도 하나 이상의 대안을 선정하는 대안 선정부;
    상기 선정된 대안들에 대하여 각기 경제성을 평가하는 경제성 평가부;
    상기 선정된 대안들에 대하여 각기 신뢰도를 평가하는 신뢰도 평가부;
    상기 경제성 평가를 위하여 전체 투자비용 및 전력손실비용을 각기 산정하고, 상기 신뢰도 평가를 위하여 내부그리드 설비 고장으로 인하여 육지계통에 전달하지 못하는 공급지장 전력량 및 그에 따른 공급지장비용을 각기 산정하는 비용 산정부; 및
    상기 선정된 대안들 중 상기 비용 산정부를 통해 산정된 비용의 합이 최소가 되는 대안을 내부그리드 구성을 위한 최적의 대안으로 선정하는 최적대안 선정부;를 포함하는 것을 특징으로 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템.
  2. 제 1항에 있어서, 상기 대안 선정부는,
    상기 풍력발전단지 내부그리드를 구성하기 위한 고려요소로서,
    1) 다수 풍력터빈의 위치 및 간격,
    2) 내부그리드의 기준전압 및 이에 따른 해저케이블의 선종 또는 정격용량,
    3) 피더의 개수,
    4) 내부그리드 배치방법 중 적어도 하나 이상을 고려하는 것을 특징으로 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템.
  3. 제 1항에 있어서,
    상기 풍력터빈 및 전체 풍력발전단지의 기대출력은 출력발전단지의 연간 기대 전력 생산량(
    Figure pat00098
    )으로서, 개별 풍력터빈의 기대출력(
    Figure pat00099
    ), 풍력발전단지 내의 풍력터빈의 총 개수(
    Figure pat00100
    ) 및 1년의 총 시간(8760h)의 곱에 의해서 계산되는 것을 특징으로 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템.
  4. 제 2항에 있어서,
    내부그리드 기준전압에 따른 해저케이블의 선종별 정격용량(
    Figure pat00101
    )은, 케이블 선종별 허용전류(
    Figure pat00102
    ), 내부그리드(IG)의 기준전압(
    Figure pat00103
    ) 및 내부그리드 역률(
    Figure pat00104
    )의 곱에 근거하여 산정되는 것을 특징으로 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템.
  5. 제 1항에 있어서,
    상기 내부그리드에 대한 투자비용은, 해저케이블 선종별 단위 길이당 투자비용(자재비와 공사비용의 합)과 그 사용된 거리의 곱으로 계산되는 것을 특징으로 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템.
  6. 제 1항에 있어서,
    내부그리드에서의 전체 전력손실은, 모든 케이블 구간의 전력손실의 합에 근거하여 산정되는 것을 특징으로 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템.
  7. 제 6항에 있어서,
    전력손실로 인하여, 육지계통으로 판매하지 못하는 전력에 대한 비용을 나타내는 전력손실비용(
    Figure pat00105
    )은, 케이블에서의 전력손실(
    Figure pat00106
    )과 전력 판매단가(
    Figure pat00107
    )의 곱에 의거하여 산정되는 것을 특징으로 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템.
  8. 제 1항에 있어서,
    상기 공급지장 전력량(EEC)은 내부그리드 케이블 고장으로 인하여, 풍력터빈으로부터 해상변전소로 전달되지 못하는 에너지이고,
    상기 공급지장비용(EECC)은 상기 공급지장 전력량만큼의 전기에너지를 판매하지 못함으로써 발생하는 손해비용이며,
    케이블 고장으로 인하여, 해상변전소로 전달되지 못하는 용량의 비율은 공급지장 비율(ECCR)인 것을 특징으로 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템.
  9. 제 8항에 있어서, 상기 공급지장 전력량(EEC)은,
    상기 공급지장 비율(ECCR)과 해상풍력발전단지의 연간 기대 전력생산량의 곱으로 산정되는 것을 특징으로 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템.
  10. 제 8항에 있어서,
    내부그리드의 전체 공급지장 비율(
    Figure pat00108
    )은, 각 피더의 공급지장 비율의 합으로 산정되는 것을 특징으로 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템.
  11. 제 8항에 있어서,
    내부그리드의 공급지장 전력량(
    Figure pat00109
    )은 출력발전단지의 연간 기대 전력 생산량(
    Figure pat00110
    )과 내부그리드의 공급지장 비율(
    Figure pat00111
    )의 곱에 근거하여 산정되는 것을 특징으로 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템.
  12. 제 8항에 있어서,
    내부그리드의 공급지장 비용(
    Figure pat00112
    )은 내부그리드의 공급지장 전력량(
    Figure pat00113
    )과 판매단가(
    Figure pat00114
    )의 곱에 근거하여 산정되는 것을 특징으로 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템.
  13. 제 1항에 있어서, 상기 최적의 대안은,
    투자비용 및 전력손실비용 그리고 공급지장 비용의 합이 최소가 되는 대안으로 선정되는 것을 특징으로 하는 해상풍력발전단지 내부그리드 최적 배치시스템.
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