KR20160014143A - 런-타임 풍력 발전 단지 제어 방법 및 이를 적용한 시스템 - Google Patents

런-타임 풍력 발전 단지 제어 방법 및 이를 적용한 시스템 Download PDF

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Abstract

풍력 발전 단지 제어 방법 및 이를 적용한 시스템이 제공된다. 본 풍력 발전 단지 제어 방법에 따르면, 복수개의 풍력 터빈을 포함하는 풍력 발전 단지에 입사될 바람의 풍황(Wind Condition)을 계측하고 계측된 풍황 정보에 기초하여 전체 발전출력 요구량을 만족시키기 위한 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하며, 각각의 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점에, 각각의 풍력 터빈이 상기 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어할 수 있게 되어, 풍력 발전 단지 제어 시스템은 복수의 풍력 터빈을 적절한 시점으로 동기화하여 각각에 요구 발전량을 할당할 수 있게 된다.

Description

런-타임 풍력 발전 단지 제어 방법 및 이를 적용한 시스템{Method and System for Run-time Wind Farm Control}
본 발명은 풍력 발전 단지 제어 방법 및 이를 적용한 시스템에 관한 것으로, 더욱 상세하게는, 풍력 발전 단지 내의 풍력 발전용 터빈들을 제어하기 위한 풍력 발전 단지 제어 방법 및 이를 적용한 시스템에 관한 것이다.
풍력 발전 단지는, 육상이나 해상에서 자연의 바람으로 발전기를 돌려 에너지를 얻는 풍력 발전기가 많이 설치되어 있는 장소이다. 독일, 미국, 덴마크 등 전세계에서 널리 연구/실용화하고 있으며, 우리 나라에도 소규모의 발전단지가 조성되었다.
풍력 발전 단지는 계통 운영자가 요구하는 전력을 생산하여 제공하여야 함은 물론, 계통연계 기준에 적합하도록 운영되어야 하고, 계통 운영자가 허용하는 범위 내에서 전력 생산량을 극대화하는 것이 중요하다.
더 나아가, 발전 설비의 기계적 부하 감소를 최소화하여 에너지 생산 비용을 최소화시키고, 유지 보수 비용을 절감하는 것 역시 필요하다.
하지만, 풍력 발전기에 불어오는 바람의 세기, 방향 등을 예측하기는 쉽지 않으며, 풍력 발전기들 각각이 서로에도 영향을 주기 때문에, 풍력 발전으로 발전되는 전력을 예측하기는 쉽지 않다.
이에 따라, 풍력 발전기를 통해 발전되는 전력량을 예측 및 제어하기 위한 방안의 모색이 요청된다.
본 발명은 상기와 같은 문제점을 해결하기 위하여 안출된 것으로서, 본 발명의 목적은, 복수개의 풍력 터빈을 포함하는 풍력 발전 단지에 입사될 바람의 풍황(Wind Condition)을 계측하고 계측된 풍황 정보에 기초하여 전체 발전출력 요구량을 만족시키기 위한 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하며, 각각의 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점에, 각각의 풍력 터빈이 상기 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어하는 풍력 발전 단지 제어 방법 및 이를 적용한 시스템을 제공함에 있다.
상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 실시예에 따른, 복수개의 풍력 터빈을 제어하는 풍력 발전 단지 제어 시스템의 풍력 발전 단지 제어 방법은, 복수개의 풍력 터빈을 포함하는 풍력 발전 단지에 입사될 바람의 풍황(Wind Condition)을 계측하는 단계; 상기 계측된 풍황 정보에 기초하여, 전체 발전출력 요구량을 만족시키기 위한 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하는 단계; 및 각각의 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점에, 각각의 풍력 터빈이 상기 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어하는 단계;를 포함한다.
그리고, 상기 제어하는 단계는, 상기 계측된 바람이 상기 각각의 풍력 터빈의 위치에 도달하는 시점을 산출하는 도달 시점 산출 단계; 및 상기 각각의 풍력 터빈이 상기 각각에 대해 산출된 시점에 상기 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어하는 단계;를 포함할 수도 있다.
또한, 상기 도달 시점 산출 단계는, 상기 계측이 수행되는 지점과 대상 풍력 터빈의 위치 간의 거리, 상기 계측된 바람의 풍속, 상기 대상 풍력 터빈의 위치에서의 바람의 풍속, 및 상기 바람의 계측 시점을 이용하여, 상기 계측된 바람이 상기 각각의 풍력 터빈의 위치에 도달하는 시점을 산출할 수도 있다.
그리고, 상기 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하는 단계는, 상기 계측된 풍황 정보에 기초하여, 상기 복수개의 풍력 터빈들 각각의 예상 발전량 및 예상 부하를 산출하는 단계; 및 상기 복수개의 풍력 터빈들 각각의 예상 발전량 및 예상 부하에 기초하여, 상기 전체 발전출력 요구량을 만족시키기 위한 상기 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하는 단계;를 포함할 수도 있다.
또한, 상기 예상 발전량 및 예상 부하를 산출하는 단계는, 상기 복수개의 풍력 터빈 중 특정 풍력 터빈에 대해, 다른 풍력 터빈들에 의한 후류를 상기 계측된 풍황 정보에 반영하여 상기 특정 풍력 터빈에 입사될 바람의 예측 풍황을 산출하는 단계; 및 상기 예측 풍황의 바람이 입사될 때의 상기 특정 풍력 터빈의 예상 발전량 및 예상 부하를 산출하는 단계;를 포함할 수도 있다.
그리고, 상기 예측 풍황을 산출하는 단계 및 상기 예상 발전량 및 예상 부하를 산출하는 단계는, 상기 복수개의 풍력 터빈 각각에 대해 병렬적으로 함께 수행될 수도 있다.
또한, 상기 예측 풍황을 산출하는 단계는, 상기 특정 풍력 터빈에 앞서 배치된 적어도 하나의 풍력 터빈에 의해 감소되는 바람을 고려한 감소 계수를 산출하는 단계; 상기 계측된 바람의 세기에 상기 감소 계수를 적용함으로써 상기 특정 풍력 터빈에 입사될 바람의 예측 풍황을 산출하는 단계;를 포함할 수도 있다.
그리고, 상기 감소 계수를 산출하는 단계는, 상기 특정 풍력 터빈에 앞서 배치된 풍력 터빈이 N개인 경우, 상기 앞서 배치된 풍력 터빈 각각에 의한 부분 감소 계수를 N개 산출하고, 상기 N개의 부분 감소 계수를 곱하여 상기 특정 풍력 터빈에 대한 감소 계수를 산출할 수도 있다.
또한, 상기 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하는 단계는, 상기 복수개의 풍력 터빈들 각각의 예상 발전량 및 예상 부하에 기초하여, 상기 복수개의 풍력 터빈들 각각의 예상 발전량의 합이 상기 전체 발전출력 요구량과 같고 상기 복수개의 풍력 터빈들 각각의 예상 부하들의 합이 최소가 되도록, 상기 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출할 수도 있다.
한편, 본 발명의 일 실시예에 따른, 풍력 발전 단지 제어 시스템은, 복수개의 풍력 터빈을 포함하는 풍력 발전 단지에 입사될 바람의 풍황(Wind Condition) 정보를 수신하는 통신부; 및 상기 계측된 풍황 정보에 기초하여, 전체 발전출력 요구량을 만족시키기 위한 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하고, 각각의 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점에, 각각의 풍력 터빈이 상기 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어하는 프로세서;를 포함한다.
본 발명의 다양한 실시예에 따르면, 복수개의 풍력 터빈을 포함하는 풍력 발전 단지에 입사될 바람의 풍황(Wind Condition)을 계측하고 계측된 풍황 정보에 기초하여 전체 발전출력 요구량을 만족시키기 위한 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하며, 각각의 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점에, 각각의 풍력 터빈이 상기 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어하는 풍력 발전 단지 제어 방법 및 이를 적용한 시스템을 제공할 수 있게 되어, 풍력 발전 단지 제어 시스템은 복수의 풍력 터빈을 적절한 시점으로 동기화하여 각각에 요구 발전량을 할당할 수 있게 된다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른, 풍력 발전 단지를 도시한 도면,
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른, 풍황 예측 과정의 설명에 제공되는 도면,
도 3은 본 발명의 일 실시예에 따른, 발전 요구량 할당 방법을 도식적으로 나타낸 도면,
도 4는 본 발명의 일 실시예에 따른, 풍황 예측 및 발전 요구량 할당 과정을 종합적으로 설명하기 위한 도면,
도 5는 본 발명의 일 실시예에 따른, 풍력 발전 단지 제어 방법을 설명하기 위해 제공되는 흐름도,
도 6은 본 발명의 일 실시예에 따른, 풍력 터빈별 요구 발전량을 산출하는 과정을 설명하기 위해 제공되는 흐름도,
도 7은 본 발명의 일 실시예에 따른, 후류 반영을 위한 감소 계수 산출 방법을 설명하기 위해 제공되는 도면,
도 8은 본 발명의 일 실시예에 따른, 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점을 산출하는 방법을 설명하기 위해 제공되는 도면,
도 9는 본 발명의 일 실시예에 따른, 특정 풍력 터빈의 제어 테이블의 일 예를 도시한 도면,
도 10은 본 발명의 일 실시예에 따른, 특정 시점의 풍력 터빈별 제어 테이블의 일 예를 도시한 도면,
도 11은 본 발명의 일 실시예에 따른, 풍력 발전 단지 제어 시스템의 구성을 도시한 도면이다.
이하에서는 도면을 참조하여 본 발명을 보다 상세하게 설명한다.
도 1은 본 발명이 적용 가능한 풍력 발전 단지를 도시한 도면이다. 도시된 풍력 발전 단지는 해상 풍력 발전 단지를 상정하였는데, 본 발명은 해상이 아닌 육상 풍력 발전 단지에도 적용될 수 있다.
본 발명이 적용 가능한 풍력 발전 단지에서, '풍력 발전 단지 예측제어 시스템(100)'(이하, '예측제어 시스템(100)'으로 약칭)은 풍력 발전 단지에 마련된 풍력 터빈(Wind Turbine)들을 제어한다.
구체적으로, 예측제어 시스템(100)은 풍력 터빈들에 입사될 풍황(Wind Condition)을 실시간으로 초단기 예측(Ultra-short Term Prediction)하고, 예측 결과를 기반으로 풍력 터빈들에 발전 요구량들을 할당한다. 이에, 풍력 터빈들은 할당받은 발전 요구량들을 생산하도록 제어된다.
풍황은 풍속과 풍향을 포함하는 개념이며, 이 밖에 바람에 대한 다른 요소를 더 포함시킬 수도 있다.
발전 요구량 할당은 계통운영자가 풍력 발전 단지에 요구한 전체 발전 요구량을 풍력 터빈들에 분배하는 과정에 해당한다. 예를 들어, 풍력 발전 단지에 주어진 전체 발전 요구량이 100kW인 경우, 풍력 터빈-1에 40kW, 풍력 터빈-2에 30kW, 풍력 터빈-3에 20kW, 풍력 터빈-4에 10kW을, 각각 할당하는 것이다.
여기서, 풍황 예측, 발전 요구량 할당 및 제어는, Met Mast(풍황계측 기상탑)(210)에 의한 풍황 계측 시점 이후에 시작되어, 풍력 발전 단지의 맨 앞에 위치한 풍력 터빈에 바람이 도달하기 전에 완료되어져야 한다. 이는, 고속의 컴퓨팅이 요구되기 때문에, 하드웨어와 소프트웨어 모두를 병렬 처리 가능도록 설계함이 바람직하다.
도 2는 풍황 예측 과정의 설명에 제공되는 도면이다. 풍력 발전 단지에 마련된 풍력 터빈들에 도달하게 될 바람에 대한 풍황을 예측하기 위해, 예측제어 시스템(100)은 풍력 발전 단지에 대한 바람장(Wind Field)을 도 2에 도시된 바와 같이 모델링 한다.
바람장을 모델링 함에 있어, 예측제어 시스템(100)은 Met Mast(210)에 의해 계측된 풍황으로부터 풍력 터빈들에 의한 후류(Wake) 효과를 고려하여, 풍력 터빈들 각각에 도달하게 될 바람에 대한 풍황을 실시간으로 초단기로 예측한다.
풍력 발전 단지의 바람장은 후류 효과에 의해 영향받는 관계로, 도 2에 도시된 바와 같이, 뒤에 위치한 풍력 터빈에 도달하는 바람 풍속 또는 풍량은 앞에 위치한 풍력 터빈에 도달하는 바람 풍속 또는 풍량 보다 작게 모델링 된다.
또한, 후류 효과를 반영하기 위해, 바람장 모델링 시에는 풍력 터빈의 위치(궁극적으로는, 풍력 터빈들 간의 간격)와 풍력 터빈의 방향(궁극적으로는, 풍력 터빈들 간의 각도)가 고려된다.
풍력 터빈들 각각에 대한 풍황들이 예측되면, 예측제어 시스템(100)은 예측된 풍황들을 기반으로 풍력 터빈들 각각에 대해 발전 요구량들을 할당한다.
발전 요구량 할당 방법이 도 3에 도식적으로 나타나 있다. 도 3에서, Pi는 풍력 터빈들 각각에 할당된 발전 요구량이고, PTSO는 할당된 발전 요구량들의 합으로 풍력 발전 단지에 주어진 전체 발전 요구량에 해당한다.
풍력 터빈들에 발전 요구량들을 할당함에 있어 풍력 터빈들에 가해질 기계적 부하들의 합이 최소가 되도록 구현한다. 풍력 터빈에 가해질 기계적 부하는, 풍력 터빈에 입사될 풍황과 생산할 발전 요구량으로 산출할 수 있다.
이에 따르면, 풍력 터빈들로 전체 발전 요구량을 생산하는 경우, 풍력 터빈들의 기계적 부하들의 합이 최소가 되도록 풍력 터빈들의 발전 요구량들을 결정하게 된다.
예를 들어, [풍력 터빈-1, 2, 3, 4]가 각각 [40kW, 30kW, 20kW, 10kW]를 생산하는 경우 기계적 부하 전체가 100kJ인데 반해, [30kW, 30kW, 20kW, 20kW]를 생산하는 경우 기계적 부하 전체가 90kJ인 경우, 풍력 터빈들에 대한 발전 요구량은 [30kW, 30kW, 20kW, 20kW]로 결정된다.
한편, [풍력 터빈-1, 2, 3, 4]가 각각 [30kW, 20kW, 30kW, 20kW]를 생산하는 경우 기계적 부하 전체가 85kJ이라면, 풍력 터빈들에 대한 발전 요구량은 [30kW, 20kW, 30kW, 20kW]로 변경될 것이다.
도 4는 풍황 예측 및 발전 요구량 할당 과정을 종합적으로 설명하기 위한 도면이다. 도 4에서는 예측 윈도우(Prediction Window)의 개념을 도입하였다.
예측 윈도우는 Met Mast(210)에 의해 풍황이 계측된 바람이 풍력 발전 단지를 입사한 후 관통하여 나가기까지의 구간이다. 예측 윈도우에는 Met Mast(210)에 의해 현재 계측된 바람 외에도 이전에 계측된 바람들도 함께 포함되는데, 이는 풍력 발전 단지에 마련되어 있는 모든 풍력 터빈들에 대한 발전 요구량 할당 및 기계적 부하를 예측하기 위함이다.
예측제어 시스템(100)은 예측 윈도우를 통해 풍력 발전 단지에 마련된 모든 풍력 터빈들에 대한 풍황과 기계적 부하를 실시간/초단기로 예측하고, 예측 결과를 기반으로 풍력 터빈들에 발전 요구량들을 할당할 수 있게 된다.
도 4에 도시된 바에 따르면,
1) tk에서 WT(풍력 터빈)-11,12에 입사되는 바람은 tk 이전에 Met Mast(210)에 입사된 바람이고,
2) tk에서 WT-21,22에 입사되는 바람은 tk-1 이전에 Met Mast(210)에 입사되어, tk-1에서 WT-11,12에 입사된 바람이며,
3) tk에서 WT-31,32에 입사되는 바람은 tk-2 이전에 Met Mast(210)에 입사되어, tk-2에서 WT-11,12에 입사된 후, tk-1에서 WT-21,22에 입사되는 바람임을 알 수 있다.
즉, 예측제어 시스템(100)이 풍력 터빈들에 발전 요구량들을 할당함에 있어, 풍력 터빈들에 적용할 바람들이 Met Mast(210)에 입사된 시점들은 각기 다르다.
이하에서는, 도 5 내지 도 9를 참고하여, 풍력 발전 단지 제어 방법에 대해 상세히 설명한다. 도 5는 본 발명의 일 실시예에 따른, 풍력 발전 단지 제어 방법을 설명하기 위해 제공되는 흐름도이다.
먼저, 예측제어 시스템(100)은 복수개의 풍력 터빈을 포함하는 풍력 발전 단지에 입사될 바람의 풍황(Wind Condition)을 계측한다(S510). 앞서 설명한 바와 같이, 예측제어 시스템(100)은 Met Mast(210)을 통해 입사될 바람의 풍황을 계측하게 된다.
그 후에, 예측제어 시스템(100)은 계측된 풍황 정보에 기초하여, 전체 발전출력 요구량을 만족시키기 위한 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출한다(S520).
풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하는 과정에 대해서는 도 6을 참고하여 더욱 상세하게 설명한다. 도 6은 본 발명의 일 실시예에 따른, 풍력 터빈별 요구 발전량을 산출하는 과정을 설명하기 위해 제공되는 흐름도이다.
예측제어 시스템(100)은 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하기 위해, 먼저, 복수개의 풍력 터빈 중 특정 풍력 터빈에 대해, 다른 풍력 터빈들에 의한 후류를 계측된 풍황 정보에 반영하여 특정 풍력 터빈에 입사될 바람의 예측 풍황을 산출한다(S610). 이 때, 예측제어 시스템(100)은 특정 풍력 터빈에 앞서 배치된 적어도 하나의 풍력 터빈에 의해 감소되는 바람을 고려한 감소 계수를 산출한다. 그리고, 예측제어 시스템(100)은 계측된 바람의 세기에 감소 계수를 적용함으로써 특정 풍력 터빈에 입사될 바람의 예측 풍황을 산출하게 된다. 이 때, 예측제어 시스템(100)은 특정 풍력 터빈에 앞서 배치된 풍력 터빈이 N개인 경우, 앞서 배치된 풍력 터빈 각각에 의한 부분 감소 계수를 N개 산출하고, N개의 부분 감소 계수를 곱하여 특정 풍력 터빈에 대한 감소 계수를 산출하게 된다.
이와 같이, 감소 계수를 구하는 과정에 대해 도 7을 참고하여 더욱 자세히 설명한다. 도 7은 본 발명의 일 실시예에 따른, 후류 반영을 위한 감소 계수 산출 방법을 설명하기 위해 제공되는 도면이다.
도 7의 경우, 제1 풍력 터빈(710), 제2 풍력 터빈(720), 및 제3 풍력 터빈(730)이 배치되어 있는 경우이다. 도 7에 도시된 바와 같이, 풍력 터빈들이 배치된 지점을 기준으로 뒷 영역은 후류에 의해 감소 계수의 영향을 받게 되는 영역이다. 도 7에서 제1 풍력 터빈(710)에 의한 감소 계수는 a1이고, 제2 풍력 터빈(720)에 의한 감소 계수는 a2이고, 제3 풍력 터빈(730)에 의한 감소 계수는 a3이다.
따라서, 제1 영역(701)은 제1 풍력 터빈(710)의 후류에만 영향을 받는 영역이므로, 제1 영역(701)의 감소 계수는 a1이다. 그리고, 제2 영역(702)은 제2 풍력 터빈(720)의 후류에만 영향을 받는 영역이므로, 제2 영역(702)의 감소 계수는 a2이다. 또한, 제3 영역(703)은 제1 풍력 터빈(710)과 제2 풍력 터빈(720)의 후류에 동시에 영향을 받는 영역이므로, 제3 영역(703)의 감소 계수는 a1*a2이다. 그리고, 제4 영역(704)은 제1 풍력 터빈(710)과 제3 풍력 터빈(730)의 후류에 동시에 영향을 받는 영역이므로, 제4 영역(704)의 감소 계수는 a1*a3이다. 또한, 제5 영역(705)은 제2 풍력 터빈(720)과 제3 풍력 터빈(730)의 후류에 동시에 영향을 받는 영역이므로, 제5 영역(705)의 감소 계수는 a2*a3이다. 마지막으로, 제6 영역(706)은 제1 풍력 터빈(710)과 제2 풍력 터빈(720)과 제3 풍력 터빈(730)의 후류에 동시에 영향을 받는 영역이므로, 제6 영역(706)의 감소 계수는 a1*a2*a3이다.
이와 같은 방법에 의할 경우, 제2 풍력 터빈(720)은 제1 영역에 배치되어 있으므로, 감소 계수가 a1이다. 그리고, 제3 풍력 터빈(730)은 제3 영역에 배치되어 있으므로, 감소 계수가 a1*a2가 된다 .
이와 같은 방법을 통해, 예측제어 시스템(100)은 감소 계수를 산출하고, 계측된 바람의 세기에 감소 계수를 적용함으로써 특정 풍력 터빈에 입사될 바람의 예측 풍황을 산출할 수 있게 된다.
다시 도 6으로 돌아가서, 예측제어 시스템(100)은 예측 풍황의 바람이 입사될 때의 특정 풍력 터빈의 예상 발전량 및 예상 부하를 산출하게 된다(S620). 여기에서, 예상 부하는 상술한 바와 같이 예측 풍황의 바람에 의해 발전을 수행할 때 발생되는 특정 풍력 터빈의 기계적 부하를 나타낸다.
예측제어 시스템(100)은 상술한 예측 풍황을 산출하는 단계(S610) 및 예상 발전량 및 예상 부하를 산출하는 단계(S620)를 복수개의 풍력 터빈 각각에 대해 병렬적으로 함께 수행한다. 즉, 예측제어 시스템(100)은 복수개의 풍력 터빈에 각각 수행되어야 하는 연산을 순차적으로 하지 않고 모든 풍력 터빈에 대해 병렬적으로 동시해 수행함으로써, 연산 시간을 단축하게 된다.
그 후에, 예측제어 시스템(100)은 복수개의 풍력 터빈들 각각의 예상 발전량 및 예상 부하에 기초하여, 전체 발전출력 요구량을 만족시키기 위한 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하게 된다(S630).
그러면, 예측제어 시스템(100)은 산출된 풍력 터빈 별 요구 발전량이 최적의 값인지 여부를 판단한다(S640). 여기에서, 최적의 값은, 복수개의 풍력 터빈들 각각의 예상 발전량 및 예상 부하에 기초하여, 복수개의 풍력 터빈들 각각의 예상 발전량의 합이 전체 발전출력 요구량과 같고 복수개의 풍력 터빈들 각각의 예상 부하들의 합이 최소가 되도록 하는 풍력 터빈 별 요구 발전량을 나타낸다. 이에 대한 자세한 설명은 도 3을 기초로 상술한 바 있다.
만약, 최적의 값이 아닌 경우(S640-N), 예측제어 시스템(100)은 S610 단계로 돌아가 상술한 과정을 반복하게 된다.
한편, 상술한 과정을 반복하는 횟수에 제한을 두는 것이 가능하다. 그리고, 이 횟수 제한은 풍력 터빈들의 후류에 의한 감소 계수들을 기반으로 결정할 수 있다. 구체적으로, 반복 가능 횟수가 감소 계수들 중 최소값에 반비례하도록 결정하는 것이다.
예를 들어, 최소 감소 계수가 0.9인 경우 최대 반복 횟수는 30회로 제한하고, 최소 감소 계수가 0.8인 경우 최대 반복 횟수는 40회로 제한하며, 최소 감소 계수가 0.7인 경우 최대 반복 횟수는 50회로 제한하는 것이다.
최소 감소 계수가 작을수록 최적의 값을 산출하기 어렵기 때문에, 반복 가능 횟수가 높게 설정되도록 한 것이다.
반면, 최적의 값인 경우(S640-Y), 예측 제어 시스템(100)은 S530 단계를 수행하게 된다.
즉, 예측제어 시스템(100)은 각각의 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점에, 각각의 풍력 터빈이 상기 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어한다(S530). 도 4에 기반하여 상술한 바와 같이, 풍력 터빈들에 요구 발전량을 적용해야 하는 시점들이 풍력 터빈의 위치에 따라 달라지게 되므로, 예측제어 시스템(100)은 각각의 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점에, 각각의 풍력 터빈이 상기 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어하게 된다.
구체적으로, 예측제어 시스템(100)은 계측된 바람이 각각의 풍력 터빈의 위치에 도달하는 시점을 산출한다. 이 때, 예측제어 시스템(100)은 계측이 수행되는 지점과 대상 풍력 터빈의 위치 간의 거리, 계측된 바람의 풍속, 대상 풍력 터빈의 위치에서의 바람의 풍속, 및 바람의 계측 시점을 이용하여, 계측된 바람이 각각의 풍력 터빈의 위치에 도달하는 시점을 산출하게 된다. 그리고, 예측제어 시스템(100)은 각각의 풍력 터빈이 각각에 대해 산출된 시점에 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어하게 된다.
이와 같은 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점을 산출하는 방법에 대해, 도 8 내지 도 10을 참고하여 더욱 상세하게 설명한다. 도 8은 본 발명의 일 실시예에 따른, 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점을 산출하는 방법을 설명하기 위해 제공되는 도면이다.
도 8에는 제1 풍력 터빈(WT(1))(810), 제2 풍력 터빈(WT(2))(820), 및 제3 풍력 터빈(WT(3))(830)이 도시되어 있다. 그리고, 제1 풍력 터빈(810)과 제2 풍력 터빈(820)의 거리는 5D(=500m)이고, 제2 풍력 터빈(820)과 제3 풍력 터빈(830)의 거리는 6D(=600m)이다.
이와 같은 상황에서, 제1 풍력 터빈(810)에 입사되는 초기 바람(u)이 10m/s이고, 제2 풍력 터빈(820)에 입사되는 바람(u')이 9m/s라면, 제1 풍력 터빈(810)에서 제2 풍력 터빈(820)까지 바람이 가는데 걸리는 시간은 500/((u+u')/2)=52.632초이다. 따라서, 제1 풍력 터빈(810)에 입사된 바람과 같은 바람이 제2 풍력 터빈(820)은 약 52초 후에 입사되는 것이다. 따라서, 제2 풍력 터빈(820)에 요구 발전량을 적용하는 시점은 제1 풍력 터빈(810)에 요구 발전량을 적용하는 시점보다 약 52초 느려야하게 된다.
따라서, 도 9에 도시된 바와 같이, 제2 풍력 터빈(820)의 제어 테이블에는 전달 시간이 기록되어 있으며, 예측제어 시스템(100)은 입력시간에 전달 시간을 더한 시점에 요구 발전량을 적용시키게 된다. 도 9는 본 발명의 일 실시예에 따른, 특정 풍력 터빈의 제어 테이블의 일 예를 도시한 도면이다.
또한, 도 10은 본 발명의 일 실시예에 따른, 특정 시점의 풍력 터빈별 제어 테이블의 일 예를 도시한 도면이다. 도 10에 도시된 바와 같이, 예측제어 시스템(100)는 각 시점마다 풍력 터빈별 적용 예측 풍속 및 요구 발전량에 대한 테이블을 관리하게 된다. 도 10은 t+52.632초가 된 시점의 풍력 터빈별 제어 테이블을 도시하고 있으며, t+52.632초가 된 시점에 제2 풍력 터빈(820)인 WT(2)는 예측 풍속이 9m/s이고 요구 발전량이 4MW인 것을 확인할 수 있다.
이와 같은 과정을 통해, 예측제어 시스템(100)은 각각의 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점에, 각각의 풍력 터빈이 상기 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어할 수 있게 된다. 이에 따라, 예측제어 시스템(100)은 복수의 풍력 터빈을 적절한 시점으로 동기화하여 각각에 요구 발전량을 할당할 수 있게 된다.
도 11은, 도 1에 도시된 예측제어 시스템(100)의 상세 블럭도이다. 도 11에 도시된 바와 같이, 예측제어 시스템(100)은, 저장부(110), 광통신부(120), 프로세서(130), 이더넷 인터페이스(140) 및 인터넷 인터페이스(150)을 포함한다.
저장부(110)는 전술한 풍황 예측, 발전 요구량 할당 및 제어에 필요한 프로그램과 데이터가 저장되며, 프로세서(130)는 저장부(110)에 저장된 프로그램과 데이터를 이용하여 풍황 예측에 의한 바람장 모델링, 발전 요구량 할당 및 제어를 수행한다.
광통신부(120)는 풍력 발전 단지에 마련된 Met Mast(210) 및 풍력 터빈들과 통신을 수행하여, Met Mast(210)로부터 계측된 풍황 정보를 수집하고 풍력 터빈들을 제어하는 것이 가능하다. 그리고, 광통신부(120)는 복수개의 풍력 터빈을 포함하는 풍력 발전 단지에 입사될 바람의 풍황(Wind Condition) 정보를 수신한다.
이더넷 인터페이스(140)는 풍력 발전 단지 내부의 LAN에 액세스하여 다른 단말들과 통신하기 위한 인터페이스이고, 인터넷 인터페이스(150)는 인터넷을 통해 풍력 발전 단지 외부의 다른 단말들과 통신하기 위한 인터페이스이다.
프로세서(130)에 의한 바람장 모델링, 발전 요구량 할당 및 터빈 제어는 병렬 처리로 수행된다. 구체적으로, 초기에는 바람장 모델링에 가장 많은 HW/SW 자원을 할당하고, 중기에는 발전 요구량 할당에 가장 많은 HW/SW 자원을 할당하며, 후기에는 터빈 제어에 가장 많은 HW/SW 자원을 할당한다.
예를 들어, 90초 주기로 바람장 모델링, 할당 및 제어를 하는 경우, 1) 0~30초까지는 바람장 모델링에 100%, 2) 30~40초까지는 바람장 모델링에 80%, 발전 요구량 할당에 20%, 3) 40~60초까지는 발전 요구량 할당에 100%, 4) 60~70초까지는 발전 요구량 할당에 80%, 터빈(풍력 단지 앞에 위치한 터빈) 제어에 20%, 5) 70~90초까지는 터빈(풍력 단지 중간과 뒤에 위치한 터빈) 제어에 100%로, HW/SW 자원을 할당할 수 있다.
또한, 프로세서(130)는 계측된 풍황 정보에 기초하여, 전체 발전출력 요구량을 만족시키기 위한 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하고, 각각의 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점에, 각각의 풍력 터빈이 상기 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어하게 된다.
또한, 이상에서는 본 발명의 바람직한 실시예에 대하여 도시하고 설명하였지만, 본 발명은 상술한 특정의 실시예에 한정되지 아니하며, 청구범위에서 청구하는 본 발명의 요지를 벗어남이 없이 당해 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진자에 의해 다양한 변형실시가 가능한 것은 물론이고, 이러한 변형실시들은 본 발명의 기술적 사상이나 전망으로부터 개별적으로 이해되어져서는 안될 것이다.
100 : 예측제어 시스템 110 : 저장부
120 : 광통신부 130 : 프로세서
140 : 이더넷 인터페이스 150 : 인터넷 인터페이스

Claims (8)

  1. 복수개의 풍력 터빈을 제어하는 풍력 발전 단지 제어 시스템의 풍력 발전 단지 제어 방법에 있어서,
    복수개의 풍력 터빈을 포함하는 풍력 발전 단지에 입사될 바람의 풍황(Wind Condition)을 계측하는 단계;
    상기 계측된 풍황 정보에 기초하여, 전체 발전출력 요구량을 만족시키기 위한 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하는 단계; 및
    각각의 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점에, 각각의 풍력 터빈이 상기 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어하는 단계;를 포함하는 풍력 발전 단지 제어 방법.
  2. 제 1항에 있어서,
    상기 제어하는 단계는,
    상기 계측된 바람이 상기 각각의 풍력 터빈의 위치에 도달하는 시점을 산출하는 도달 시점 산출 단계; 및
    상기 각각의 풍력 터빈이 상기 각각에 대해 산출된 시점에 상기 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어하는 단계;를 포함하는 것을 특징으로 하는 풍력 발전 단지 제어 방법.
  3. 제 2항에 있어서,
    상기 도달 시점 산출 단계는,
    상기 계측이 수행되는 지점과 대상 풍력 터빈의 위치 간의 거리, 상기 계측된 바람의 풍속, 상기 대상 풍력 터빈의 위치에서의 바람의 풍속, 및 상기 바람의 계측 시점을 이용하여, 상기 계측된 바람이 상기 각각의 풍력 터빈의 위치에 도달하는 시점을 산출하는 것을 측징으로 하는 풍력 발전 단지 제어 방법.
  4. 제 1항에 있어서,
    상기 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하는 단계는,
    상기 계측된 풍황 정보에 기초하여, 상기 복수개의 풍력 터빈들 각각의 예상 발전량 및 예상 부하를 산출하는 단계; 및
    상기 복수개의 풍력 터빈들 각각의 예상 발전량 및 예상 부하에 기초하여, 상기 전체 발전출력 요구량을 만족시키기 위한 상기 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하는 단계;를 포함하는 것을 특징으로 하는 풍력 발전 단지 제어 방법.
  5. 제 4항에 있어서,
    상기 예상 발전량 및 예상 부하를 산출하는 단계는,
    상기 복수개의 풍력 터빈 중 특정 풍력 터빈에 대해, 다른 풍력 터빈들에 의한 후류를 상기 계측된 풍황 정보에 반영하여 상기 특정 풍력 터빈에 입사될 바람의 예측 풍황을 산출하는 단계; 및
    상기 예측 풍황의 바람이 입사될 때의 상기 특정 풍력 터빈의 예상 발전량 및 예상 부하를 산출하는 단계;를 포함하는 것을 특징으로 하는 풍력 발전 단지 제어 방법.
  6. 제 5항에 있어서,
    상기 예측 풍황을 산출하는 단계 및 상기 예상 발전량 및 예상 부하를 산출하는 단계는, 상기 복수개의 풍력 터빈 각각에 대해 병렬적으로 함께 수행되는 것을 특징으로 하는 풍력 발전 단지 제어 방법.
  7. 제 5항에 있어서,
    상기 예측 풍황을 산출하는 단계는,
    상기 특정 풍력 터빈에 앞서 배치된 적어도 하나의 풍력 터빈에 의해 감소되는 바람을 고려한 감소 계수를 산출하는 단계;
    상기 계측된 바람의 세기에 상기 감소 계수를 적용함으로써 상기 특정 풍력 터빈에 입사될 바람의 예측 풍황을 산출하는 단계;를 포함하는 것을 특징으로 하는 풍력 발전 단지 제어 방법.
  8. 복수개의 풍력 터빈을 포함하는 풍력 발전 단지에 입사될 바람의 풍황(Wind Condition) 정보를 수신하는 통신부; 및
    상기 계측된 풍황 정보에 기초하여, 전체 발전출력 요구량을 만족시키기 위한 풍력 터빈 별 요구 발전량을 산출하고, 각각의 풍력 터빈의 위치에 대응되는 시점에, 각각의 풍력 터빈이 상기 풍력 터빈 별 산출된 요구 발전량에 따라 발전을 수행하도록 제어하는 프로세서;를 포함하는 풍력 발전 단지 제어 시스템.
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