단지 접근성 및 대형 부품의 신뢰성 향상에 따른 해상풍력단지 O&M 성능 비교 (Comparison of O&M Performance of Offshore Wind Farms Based on Improved Accessibility and Reliability of Large Parts)

풍력에너지저널 pp. 40~51

단지 접근성 및 대형 부품의 신뢰성 향상에 따른 해상풍력단지 O&M 성능 비교¹⁾

장재경

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Comparison of O&M Performance of Offshore Wind Farms Based on Improved Accessibility and Reliability of Large Parts

Jae-Kyeong Jang

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Key Words : Offshore Wind Farm (해상풍력단지), O&M Strategy (O&M 전략), Accessibility (접근성), reliability (신뢰성), Availability (가동률), O&M costs (O&M비용)

ABSTRACT

In the renewable energy field, wind energy has grown the most over the past decade. Many wind farms are being developed offshore to overcome the limitations of onshore wind farms and to utilize strong and steady wind resources. However, the initial investment costs for offshore farms are larger than for onshore ones, and the costs of operation and maintenance may be substantially higher imited maintenance and accessibility to the wind turbines due to weather. Maintenance strategy and planning optimization can significantly reduce operating costs. This process is important for offshore wind farms to reduce the high economic risks associated with uncertainties about the accessibility and reliability of wind turbine systems. In this study, O&M performance was compared with a case study in which different maintenance strategies were reflected. We investigated the advantages of reducing the distance between the O&M port and the wind farm and applying a condition-based maintenance strategy for the large components of wind turbines. As a result, it is possible to improve the availability of wind turbines and reduce maintenance costs by improving accessibility to the farm and the reliability of large parts.

* 고등기술연구원, 풍력/에너지전환 연구팀, 선임연구원 (교 신저자)

** 고등기술연구원, 풍력/에너지전환 연구팀, 선임연구원

*** 고등기술연구원, 풍력/에너지전환 연구팀, 연구위원 E-mail : [email protected]

DOI : https://www.doi.org/10.33519/kwea.2020.11.3.005 ISSN : 2093-5099 (Print), 2733-9467 (Online) Received : August 12, 2020, Revised : September 13, 2020 Accepted : September 14, 2020

1. 서 론

풍력발전은 기존의 원자력발전 및 화력발전을 대체 하는 에너지원으로 주목받고 있다. 정부는 2017년 “재 생에너지 3020” 이행계획안을 통해 2030년까지 재생에 너지 보급량을 48.7 GW까지 늘리고 그중 16.5 GW 규 모의 풍력발전단지 개발 계획을 발표하였다.

육상의 경우 풍력발전단지를 건설할 부지가 부족하 고 주민 수용성 문제가 심각하여 이런 문제들을 해결 하고 더 나아가 강하고 일정한 바람을 이용할 수 있는

해상풍력발전단지 개발에 관심이 쏠리고 있다.

WoodMac [1]의 발표에 따르면 2019년에서 2028년 사 이 해상풍력발전 용량은 연평균 14 % 증가하여 전체 누적 용량은 약 5배 증가할 것으로 예상하며, 해상풍 력 산업 규모는 유럽, 미국 그리고 아시아 시장을 포 함하여 약 9,855 GW의 큰 잠재력이 있는 것으로 조사 되었다. 또한, 풍력발전단지는 설치비용을 최소화하고 발전 효율을 최대화하기 위해 풍력터빈이 대형화되고 발전단지가 대규모화되는 추세이다.

해상의 경우 육상과 달리 O&M 비용이 많이 증가 한다. 해상의 다양하고 가혹한 환경 조건으로 인해 고 장률이 육상에 비해 높고 기상 및 바다의 상태에 따라 접근성이 현저하게 떨어지는 문제를 갖고 있으며, 해 상에서 이루어지는 수리 및 교체 작업에는 고가의 장 비가 동원되기 때문이다. 실제로 2013년 Sandia National Lab.[2]에서 발표한 자료에 따르면 해상풍력 발전 사업에 투자되는 비용 중 풍력발전 단지의 O&M 비용은 균등화발전비용(Levelized Cost of Energy, LCOE)의 20 %∼30 %에 달하는 것으로 나타났다 [2, 3]. 이에, 풍력발전단지 운영자는 효과적인 유지보수를 통해 O&M 비용을 낮추고 영업 이익을 높이고자 큰 노력을 기울이고 있다.

최근 O&M 비용 절감을 위한 다양한 전략들이 제 안되고 있으며 [4], 일반적으로 기상 및 해상 상태, 풍 력터빈의 신뢰성, 단지와 항구까지의 거리, 접근성(운 송수단) 등이 O&M 비용에 많은 영향을 미치는 것으 로 알려져 있다 [5]. 풍력발전단지의 지리적 혹은 환경 적 요인에 따라 O&M 비용은 많이 달라질 수 있으나 일반적으로 풍력터빈의 신뢰성과 단지와 항구까지의 거리가 O&M 비용에 가장 큰 영향을 미치는 요인들로 꼽힌다 [6]. 그뿐만 아니라, 유지보수 방법에 따라 O&M 비용을 상당히 절감할 수 있다. 갑작스러운 고 장에 대응하기보다는 주요 부품의 고장을 예측하여 계 획적이고 체계적인 유지보수 활동을 통해 시간과 비용 을 절약할 수 있다. 최근 상태감시시스템 (Condition Monitoring System, CMS)을 활용하여 주요 부품의 상태를 예측할 수 있는 기술들이 활발하게 연구되고 있는 이유이다 [7-9].

본 연구에서는 경상남도 통영 욕지도 남쪽 해상에 가상의 풍력단지를 대상으로 O&M 항구를 통영항에서 욕지항으로 변경하여 단지와 항구의 거리 변화에 따른 O&M 장비의 접근성 및 유지 보수성 등에 따른 전체 단지의 가동률의 변화를 조사한다. 추가로 고장률이

높고 교체 비용이 비싼 로터, 블레이드, 요 기어박스 그리고 발전기와 같은 대형 부품을 대상으로 상태감시 시스템을 적용함으로써 갑작스러운 교체의 빈도를 줄 임으로써 부품의 신뢰성 향상에 따른 전체 O&M 비용 의 변화를 조사한다. 제안된 서로 다른 유지보수 전략 의 시뮬레이션을 위해 ECN O&M Tool을 활용하고 최종적으로 서로 다른 전략들의 O&M 성능을 풍력발 전단지의 가동률, 손실 에너지양 및 전체 O&M 비용 측면에서 비교하고자 한다.

2. 풍력발전단지 O&M의 핵심성능지표

해상풍력발전단지에 대한 O&M의 필요성이 강조되 면서 효율적인 단지 운영을 위한 많은 O&M 전략들이 제안되고 있다. 이러한 전략들을 평가하기 위해 몇몇 연구자들은 평가 지표 [10]를 정의하였으며, 다양한 지 표들을 토대로 O&M 전략들은 정량적으로 평가된다.

일반적으로 이러한 지표들은 Fig. 1과 같이 풍력발전 단지의 가동시간 및 전력 생산량을 토대로 하는 가동 률 그리고 O&M에 필요한 직/간접적인 비용을 토대로 정의된다.

Revenue losses Direct cost Total O&M cost Maintenance Performance

Indicators

Availability ^{· Downtime} · Logistics, wait, travel, repair, etc.

Waiting Time · Weather conditions

· Max wind speed wave height, etc.

Reliability · Component quality

· Stress & load

Maintainability · Accessibility

· Repair & replacement time

Logistics Supportability

· Maintenance equipment

· Spares, technicians

· Material & Technician costs

· Equipment costs

· Other fixed costs

Fig. 1 Maintenance performance indicators

No cost data Minor Repair Major Repair Major Replacement

Pitch / Hyd.

Tower / Foundation Generator Gearbox Blades Hub

0.2 1.2

0.6 1.0 0.8

0.4

0.0

Fa ilu re s / Tu rb in e /Y e ar

Fig. 2 Failure rates for each sub-assembly/component

Pitch / Hyd.

Tower / Foundation Generator Gearbox Blades Hub

50 300

150 250 200

100

0

R e p ai r Ti m e ( h o u rs )

No cost data Minor Repair Major Repair Major Replacement

Fig. 3 Average repair times for each sub-assembly / component

2.1 가동률 (Availability)

가동률이란 풍력발전단지의 가동 중지를 시간과 에 너지 손실 개념에서 접근하는 지표로서 크게 시간 기 반 가동률과 에너지 기반 가동률로 정의할 수 있다.

첫째, 시간 기반 가동률은 풍력터빈이 실제로 운행 된 누적시간과 이론적으로 계산된 총 작동 가능한 시 간의 비율로 정의할 수 있다 [11]. 풍력터빈이 실제 작 동하는 시간과 중단된 시간을 통해 계산된 지표이기 때문에 명확하고 구체적이다.

둘째, 에너지 기반 가동률은 이론적으로 생산 가능 한 발전량과 실제 발전량 사이의 비율로 정의된다 [12]. 특정된 일정 기간 생산된 에너지를 측정하기는 쉽지만, 동일 기간 실제 가용 에너지를 정확하게 정의 하는 것은 매우 어렵다. 따라서 표준 절차를 정의하는 것이 매우 어려우므로 현재의 접근법은 SCADA 데이 터를 기반으로 하는 운영 전력 곡선에서 이론적 계산 에 의존한다.

이처럼 가동률은 가동 중지시간으로 인한 전기 손 실량을 나타내는 척도이다. 비 가동률로 인해 발생한 O&M 비용과 수익 손실 간의 균형은 프로젝트마다 다 르지만, 현재 해상 풍력발전 단지는 일반적으로 90 % 에서 95 % 사이의 가동률을 보인다. 여기서, 최적의 가동률을 확보하기 위해서는 O&M을 위해 소비되는 직접적인 비용과 다양한 원인에 의해 발생하는 손실된 에너지 비용 사이의 균형을 고려해야 한다 [6].

해상풍력발전단지의 가동률은 유지보수를 위해 좋 은 기상 조건을 기다리는 대기시간, 부품의 고장률을 나타내는 신뢰성, 예비 부품, 인력 그리고 선박 등의 운송과 동원에 관련된 유지보수성과 물류 지원성에 영 향을 받는다.

2.1.1 대기시간 (Waiting time)

대기시간은 가동률에 많은 영향을 미치는 요인 중 하나이며, 나쁜 기상 조건으로 인해 장비의 운행 및 작동이 어려워 출항을 기다리는 시간이다. 해상에서 수행하는 작업이다 보니 기상 및 해상 상태에 따라 안 전 문제에 노출된 장비는 각 각의 안전 규정에 따라 운행이 제한되기 때문이다. 여기서 장비는 유지보수 활동에 필요한 선박 혹은 장치를 의미한다.

대기시간은 실제 작업에 필요한 시간과 작업을 위 해 이동하는 왕복 시간을 모두 고려하여 계산된다. 기

상상태가 좋아 출항을 하더라도 기상 및 해상 상태가 나빠져 풍력터빈에 접안을 하지 못한다면 임무를 완수 하지 못하고 다시 항구로 돌아가야 하는 상황이 발생 하기 때문이다.

일반적으로 이동 시간과 작업시간이 늘어나면 대기 시간이 늘어난다. 하지만 풍력단지가 위치한 해상의 기상 및 해상 상태, 항구와 단지까지의 거리, O&M에 사용되는 선박의 성능, O&M 작업의 형태 등에 따라 대기시간은 달라질 수 있다. 특히, 우리나라의 겨울철 과 같이 기상 및 해상 상태가 수시로 변화하는 경우 대기시간은 상대적으로 길어질 수 있다.

2.1.2 신뢰성 (Reliability)

풍력터빈은 자체적인 기계결함 혹은 환경적인 요인 으로 인해 고장이 발생하고 작동이 중단된다. 특히, 해 상에 있는 풍력터빈의 경우 가혹한 기상 환경으로 인 해 주요 부품의 기계적 하중 및 피로에 의해 육상에 있는 풍력터빈에 비해 고장률이 높게 나타난다. 풍력 터빈의 신뢰성은 고장률과 반대되는 개념으로 풍력터 빈이 전체수명 혹은 특정 시간 동안 고장 없이 정상적 으로 작동할 수 있는 가동 능력을 의미한다 [13].

일반적으로 부품 혹은 풍력터빈의 고장률은 소위 bathtub 곡선 형태로 나타나며, 작동초기와 수명주기 막바지에 높게 나타나는 경향을 보인다. 작동초기에는 구성품의 설치 및 제조상의 결함 등으로 인해 초기 고 장이 빈번하게 발생되고 수명주기 막바지에는 각 구성 품의 마모 등으로 인한 노쇠화 때문에 고장률이 증가 하게 된다.

Fig. 2와 Fig. 3은 주요 구성품의 고장률과 수리시 간을 보여준다. 피치 및 유압 시스템, 발전기, 기어박스 그리고 블레이드의 고장이 전체 고장률의 약 40 %를 차지하며, 수리작업을 위한 작동중지시간은 전체 가동 중지시간의 80 %를 차지하는 것으로 보고된다. 여기서 피치 및 유압 시스템 같은 경우 연간 고장률은 가장 높지만, 부품을 교체해야 하는 경우와 같이 심각한 고 장은 아니다. 즉 재가동까지 걸리는 작동중지 시간은 현저히 짧다는 의미이다. 반면 허브의 경우 전체적인 고장률이 낮고, 그 중의 주요 부품을 교체(검정색)해야 하는 고장률은 연간 0.02(failure/turbine/year)가 채 되 지 않는다. 하지만 교체 작업으로 인한 작동중지 시간 은 250시간이 넘는다는 특징이 있다.

2.1.3 유지 보수성 (Maintainability)

유지 보수성은 수리 및 유지보수의 용이성과 효율성을 나타내며, 접근성(accessibility), 교체 및 수리시간과 같은 매개 변수에 영향을 받는다 [13, 14].

특정 선박이 풍력터빈에 안전하게 접근할 수 있는 시 간은 기상 및 해상의 상태에 따라 다르다. 특히, 소형 선박의 경우 나쁜 기상 조건에서는 접근성이 현저하게 떨어진다. 따라서 좋은 기상 조건에 유지보수를 할 수 있도록 계획적인 접근이 필요한 이유이다. 간혹 나쁜 기상 조건 속에서 긴급한 유지보수가 필요한 경우 대 형 선박이나 헬리콥터를 동원할 수가 있다. 이러면 신 속한 유지보수로 풍력터빈의 가동률을 높일 수 있을지

모르지만 큰 비용이 발생한다. 즉, 장비 동원에 따른 비용과 풍력터빈의 작동중단에 의한 발전량 손실 비용 사이에 적절한 균형이 필요하다.

2.1.4 물류 지원성 (Logistic Supportability) 물류 지원성은 O&M을 위해 필요한 자원을 공급할 수 있는 능력을 의미하며, 인력 동원, 예비 부품의 재고 관리, 유리 보수 장비의 동원력에 의해 결정된다 [15].

일반적으로 해상풍력터빈용 예비 부품은 긴 리드 타임 (lead time)을 갖는 것이 특징이다. 따라서 고장률이 높은 부품의 재고 확보 혹은 고장 시점 예측을 통한 예비 부품 확보를 통해 이것들의 물류 시간을 최소화 해야 한다. 그뿐만 아니라, 풍력터빈의 대형 구성품의 교체 작업에 필요한 jack-up 선박과 같은 특수 선박은 수요가 많지만, 그 수가 현저히 적어 필요할 때 동원 하기 매우 힘들다. 따라서 특수 선박의 필요 시점을 미리 계획한다거나 혹은 주변의 기타 플랜트 현장에 있는 선박의 협조를 요청하는 등의 조치를 통해 물류 지원성을 높일 필요가 있다.

2.2 전체 O&M 비용 (Total O&M cost)

O&M 비용은 작업조건 및 환경변화에 따라 변동성 이 높은 요소이긴 하나 가동률과 더불어 서로 다른 O&M 전략을 비교적 쉽고 정량적으로 비교할 수 있는 유지보수 전략의 성능 지표 중 하나다. 이것은 풍력터 빈의 작동중단 때문에 발생한 발전량 손실에 따른 비 용과 실제로 유지보수를 위해 사용된 유지보수비용을 포함한다. 즉, 앞서 언급된 가동률 및 가동률과 관련된 많은 변수는 O&M 비용과 직접 연관되어 있다.

단지관리자 혹은 시스템제조사와 같은 O&M의 주 체는 효과적인 풍력발전단지 운영을 위해 O&M 서비 스 비용을 줄이고 전력 생산을 극대화하여 생산되는 에너지의 비용을 최소화하려는 노력을 기울이게 된다.

다만, O&M 서비스를 위해 지급되는 비용과 작동중단 에 의한 발전량 손실 비용 사이에 적절한 균형이 필요 할 것이다.

3. 해상풍력발전단지를 위한 O&M 전략 풍력단지의 O&M 활동은 Fig. 4와 같이 사후 유지보수 (corrective maintenance) 및 예방 유지보수 (preventive

Maintenance

Corrective maintenance (Repair after failure)

Preventive maintenance (Repair before failure)

Periodic maintenance (Repair based on time)

Condition-based maintenance (Repair based on condition)

Fig. 4 Different O&M strategies for wind farm.

maintenance)로 나눌 수 있다 [15, 16].

사후 유지보수는 고장이 발생한 후 즉각 대처하는 방법으로 고장 발생 후 수리 유형 및 범위, 예비 부품 재고 확인, 인력 및 예비 부품 운송 계획, 인력의 수 및 교대 횟수 그리고 기상 조건에 따른 작업 기간 등 을 즉각 계획해야 한다. 사후 유지보수는 예방 유지보 수와 비교하면 대처하는 시간이 많이 소요됨에 따라 가동중단 시간이 늘어나 발전 손실이 크다. 따라서 가 능한 빠른 조치가 필요하며, 가능하다면 다른 작업과 병행하는 것이 효율적이다.

예방 유지보수는 고장이 발생하기 전 계획적으로 수행되는 O&M 유형으로서 인력, 부품 그리고 장비들 의 물류 시간을 줄일 수 있고, 빠른 조치로 인한 작동 중단 시간을 줄일 수 있다는 장점이 있다. 예방 유지 보수는 다시 시간 일정을 기반으로 수행되는 주기적 유지보수(Periodic Maintenance)와 부품의 상태를 기반 으로 하는 상태기반 유지보수(Condition based Maintenance)로 분류할 수 있다. 정기 유지보수는 각 주요 구성품의 통계적인 자료를 근거로 유지보수 시점 을 일정 기간 간격으로 계획하여 실시하는 유지보수를 말한다. 다만, 구성 부품의 고장 시점을 예측하기 위해 신뢰할 수 있는 데이터가 필요하다. 상태기반 유지보 수는 주요 구성품의 상태를 감시하여 고장 시점을 예 측하고 계획적인 유지보수를 수행한다. 주기적 유지보 수와 마찬가지로 미리 계획된 빠른 조치가 가능하여 수리시간을 포함한 작동 중지시간을 대폭 줄일 수 있 다. 단, 상태를 모니터링을 위해 별도의 상태감시시스 템 설치를 위한 추가 비용이 발생한다.

3.1 기본전략 (Scenario 1) 3.1.1 풍력터빈 및 풍력발전단지

풍력터빈 30기로 구성된 가상의 167MW의 풍력발 전단지는 경남 통영 인근 욕지도 남해상에 위치하는 것으로 가정한다. 풍력터빈의 정력 출력은 5,560 kW이 며 cut-in 풍속과 cut-out 풍속은 각각 4 그리고 25 m/s이다. 해당 터빈의 파워 곡선은 Fig. 5와 같다. kW 당 제작비용은 1,230 Euro로 가정하며, 단지의 운영효 율은 90%이다.

3.1.2 기상 및 대기시간

풍력터빈의 작동중지 시간 및 수익 손실을 분석하 기 위해 기상 데이터의 시계열 정보가 필요하다. 기상 및 해상 데이터는 욕지도 남쪽 20km 해상에 있는 해 양기상부이에서 2018년에 측정된 1시간 간격의 시계열 데이터를 사용하였다.

본 연구에서 사용된 ECN O&M Tool은 계절별 기 상상태와 각 장비의 운행 제한 조건을 토대로 대기시 간(waiting time)을 계산한다. 여기서, 대기시간은 4시 간 간격으로 설정된 10개의 서로 다른 미션 시간에 대 해 각각 평균값으로 계산되고 최종적으로 미션 시간에 대한 대기시간을 curve fitting을 통해 다항식 형태로 나타낸다. 여기서, 미션 시간은 유지보수를 위한 왕복 이동 시간과 수리시간을 합한 시간을 말한다. 추가로, 같은 과정을 거쳐 미션 시간에 따른 대기 전력 (waiting power)과 미션 전력(mission power)을 계산 한다. 이처럼 특정 미션 시간에 따라 대기시간 등을 간략하게 계산하는 이유는 무작위로 발생하는 고장에 대한 유지보수를 위해 정확한 대기시간 및 그에 따른 발전량 손실 등을 계산하기 어렵기 때문이다.

3.1.3 주요 구성품 분류 및 고장률

풍력터빈의 주요 구성품은 RDS-PP (Reference Designation System for Power Plants) 가이드라인을 기준으로 Table 2와 같이 분류하였다 [17]. 분류된 구 성품의 고장률은 참고문헌 [18]에 제시된 통계적인 자 료를 토대로 정의하였으며, 본 연구에서 고려된 풍력 터빈의 실제 고장률과는 다소 다를 수 있다. 하지만, 해당 데이터는 유럽에 있는 5∼10 개의 해상풍력 단지 에서 약 1,768 여개의 터빈을 대상으로 약 3년에서 10 년 동안 수집된 자료들을 통계적으로 분석된 자료이므 로 서로 다른 O&M 전략의 비교 연구를 위해 사용되 기에 무리가 없다고 판단된다.

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Po w er [ kW ]

Wind speed [m/s]

Fig. 5 Power curve of considered offshore wind turbine.

RDS-PP

Code　 Wind Turbine Component 　 Annual Failure Rate MDA10 Rotor system - blades 0.0653

MDA20 Rotor system - Hub 0.0653

MDC Blade adjustment 0.9779

MDK10 Drive train - main

shaft/bearing 0.0140 MDK30 Drive train - brake system 0.0212

MDL Yaw gearbox 0.5076

MDX Hydraulic system 0.0536

MDY Control and protection system

(turbine) 0.8483

MKA Generator 0.4252

MKY Control and protection system

(generator) 0.7821

MSA Generator lead/transmission

cables 0.4577

MST Transformer 0.0770

MUD Machinery enclosure 0.0135

UMD Turbine structure/tower 0.1512 XA Heating, ventilation, air

conditioning 0.0140

XM Crane system 0.0144

AB Lightning protection /grounding 0.0117

MD Remote Resets 5.0000

Table 1 Classification of main components

3.1.4 O&M 유형 정의

풍력터빈의 유지보수를 위해 사후유지보수와 예방 유지보수로 나눠 전략을 수립한다.

풍력터빈의 유지보수는 고장을 수리하는데 필요한 활동과 필요한 장비에 따라 Table 3과 같이 총 6개의 유지보수 유형으로 분류한다. 여기서 MC 5는 상태기 반 예방유지보수를 나타내고 나머지는 사후 유지보수 에 해당한다. 정기적 유지보수는 고장률에 기반을 둔 유지보수 활동이 아니므로, 유지보수 유형에 정의하지 않고 별도의 고정적인 활동으로 분류하여 정의하였다.

주기적 예방유지보수의 경우 매년 1회에 걸쳐 실시하 고 그중 매 5년에 한 번씩 총 3번에 걸쳐 대규모 예방 유지보수를 시행하는 것으로 한다. 즉, 풍력단지 20년 생애주기 동안 19번의 예방 유지보수를 시행한다.

6개의 유지보수 유형은 인력의 수, 수리시간 그리고 부품 비용 및 물류 시간 그리고 필요한 장비 등에 따 라 다시 세부적으로 분류하였으며. Table 3과 같다. 부 품의 교체 작업이 필요할수록, 특히 대형 부품의 교체 가 필요할수록 인력, 시간 그리고 비용이 상대적으로 많이 필요한 것을 볼 수 있다. 특히, 대형 부품의 교체 는 물류 시간을 1주에서 2주 정도 소요되는 것으로 정 의한다. 나머지 소형 부품은 O&M 항구에 적재되어 있다고 가정하여 CTV를 통해 인력과 함께 운송되는 것으로 정의하였다. 또한, 일반적으로 CTV와 풍력터 빈의 내부 크레인을 사용하는 반면 대형 부품의 교체 를 위해서는 jack-up 선박이 동원되어야 함을 눈여겨 볼 필요가 있다.

3.1.5 O&M 장비 선정

일반적으로 해상풍력발전단지의 유지보수를 위해 사용되는 장비는 단지의 환경적 혹인 지리적 요인에 따라 달라질 수 있다. 여기서 장비는 O&M 활동에 필 요한 선박 및 장치를 말한다.

본 연구에서는 풍력터빈의 유지보수를 위해 CTV, jack-up 선박, 그리고 터빈 내부 크레인을 사용하였다.

풍력터빈의 서로 다른 유지보수 전략에 대한 분석을 수행하기에 BOP를 위한 장비에 대한 언급은 생략하기 로 한다. Table 4는 풍력터빈의 유지보수에 사용되는 장비에 대한 운영 성능 및 각종 비용을 보여준다.

인력 및 소형 부품의 운송을 위해 주로 CTV를 이 용하며, 대형 부품의 교체 등에는 jack-up 선박이 활 용된다. CTV는 연간 임대비용을 지급하는 행태로써 이동 거리에 따른 연료비를 추가로 지급한다. Jack-up 선박의 경우 대형 부품의 교체가 필요한 시점에 사용 요청을 하는 형태이며, 이 같은 경우에는 동원 및 철

Description of equipment Crew Transfer

Vessel Jack-up barge

(100 MT) Turbine

crane Remark

Port - Tongyeong Yulchon -

Hs max [m] 1.5 m 1.5 m -

V max [m/s] 12 m/s 10 m/s -

Maximum crew size - 12 - -

Fixed costs [kEuro] 800 - - Yearly costs

MOB/DEMOB cost [Euro/mission] - 400,000 -

Variable cost [Euro/unit] - 135,000 -

Distance to turbine [km] 35

(Transit) 75

(MOB) -

Travel time to turbine [hr] 1.25

(Transit +Transfer) 720

(MOB + Positioning) -

Additional costs [Euro] 270 210,280 - during

traveling Table 3 Specification of the O&M equipments for WT O&M

Maintenance Categories (MCs) Material cost

[% of investm.] Crew

size Repair

time [hr] Logistic

time [hr] Equipment

MC 1 Remote reset

(only downtime, no visit) 0 % 0 2 - -

MC 2 Inspection and small repair inside 0.01 % 3 4 - CTV, Turbine

crane

MC 3 Inspection and small repair outside 0.01 % 3 8 - CTV, Turbine

crane MC 4 Replacement small parts

(< 2 MT) internal crane 0.1–5 % 3 -4 8-24 - CTV, Turbine

crane MC 5 Preventive replacement small parts

(< 2 MT) internal crane 0.1–1% 3-4 8-16 - CTV, Turbine

crane MC 6 Replacement large parts

(< 100 MT) large external crane 2–10 % 6 24-40 168-336 CTV, Jack-up Table 2 Maintenance cateories for wind turbine

수로 인한 비용, 이동 중 발생 비용 그리고 수리시간 에 따른 비용 등을 지급하는 것으로 한다. 내부 크레 인은 모든 풍력터빈의 넛셀에 위치하여 소형 장비 및 예비 부품을 넛셀로 끌어 올리는 작업에 사용된다.

3.2 수송 및 유지보수 전략 (Scenario 2 & 3) 해상풍력발전단지 O&M 전략 수립에 영향을 미치 는 변수들의 변화에 따른 O&M 성능의 차이를 분석하 기 위해 앞서 언급한 기본전략과 차별화된 수송 및 유 지보수 전략을 제안한다.

첫째, 해상풍력발전단지 O&M에서 가장 빈번하게

사용되는 CTV의 정박 항구를 통영항(Scenario 1)에서 욕지항(Scenario 2)으로 이동시켰다. 단순하게 CTV의 이동 거리를 줄임으로써 유지보수성과 물류 지원성을 향상해 대기시간을 줄이고 결과적으로 단지 가동률 향 상을 기대한 O&M 전략이다. 같은 CTV를 사용하고 정박 항구만 옮겼다고 가정하였으며, 이동 거리에 변 화에 따른 감소한 이동 시간 및 연료비용은 Table 5와 같다.

둘째, 주요 고장품인 로터, 블레이드, 요 기어박스 그리고 발전기와 같은 대형 부품에 상태감시시스템을 적용하였다(Scenario 3). 이것은 상태감시시스템을 도 입함으로써 대형 부품의 갑작스러운 교체(MC 6)를 줄

Description of equipment Crew Transfer Vessel

Port - Yokji

Distance to turbine [km] 7.8 (Transit) Travel time to

turbine [hr] 0.5

(Transit +Transfer)

Additional costs [Euro] 110

Table 4 Specification of the CTV for Scenario 2

0 5,000 10,000 15,000 20,000

Logistics Waiting Travel Repair

En er gy L o ss [ M W h /y ea r]

Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3

(b) Annual energy loss (corrective maintenance on WT) Fig. 6 Comparison of the annual downtime and energy loss related

to logistics, waiting due to bad weather, travel and repair

0 2,000 4,000 6,000 8,000

Logistics Waiting Travel Repair

D o w nt im e [ h r/ ye ar ]

Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3

(a) Annual downtime (corrective maintenance on WT)

Scenario Ⅰ Ⅱ Ⅲ

Availability [%-time] 93 % 94.2 % 94.9 % Availability [%-energy] 93 % 94.1 % 94.8 %

Revenue losses [M€] 4.9 4.1 3.6

Costs of repair [M€] 13.4 12.7 11.1 Costs [€ct/kWh] 2.75 2.56 2.23 Total effort [M€] 18.4 16.8 14.8 Table 5 Comparison of O&M simulation results

이를 위해 로터, 블레이드, 요 기어박스 그리고 발전 기의 갑작스러운 교체 빈도를 50%로 줄이고 각각 줄 어든 확률만큼 상태기반 예방유지보수 빈도를 늘렸다.

추가로, 풍력터빈 30대 기준으로 600 kEuro 상당의 연 간 고정비용이 발생한다고 가정하였다.

4. 시뮬레이션 결과

서로 다른 O&M 전략에 대한 O&M 성능 평가를 위해 ECN O&M Tool을 사용하였다. 단지와 O&M 항 구의 거리 그리고 상태감시시스템 도입에 따른 시뮬레 이션 결과는 Table 6을 통해 비교할 수 있다. 결과적 으로, O&M 항구가 단지에서 가까워지고 상태감시시

스템으로 인해 부품의 신뢰성이 높아짐에 따라 단지의 가동률이 높아져서 발전량 손실이 줄어들고 전체 O&M 비용이 감소하는 것을 확인할 수 있다.

Fig. 6은 풍력터빈의 사후 유지보수와 상태기반 유 지보수를 수행하는 동안 풍력터빈의 연평균 작동중지 시간과 그로 인한 연평균 발전량 손실을 보여준다. 작 동중지 시간은 물류, 대기시간, 이동 시간 및 수리시간 으로 분류할 수 있다. 해당 결과에서 Scenario 1, 2 그 리고 3에 해당하는 값은 각각 검정, 회색 그리고 연한 회색으로 나타난다. 발전량 손실은 풍력터빈의 작동중 지로 인해 발생하기 때문에 O&M 전략의 변화에 따른 각 요인에 대한 변화 추이는 작동중지의 변화 경향과 같다. 결과적으로, 항구와 단지 사이의 거리 변화에 따 른 대기시간 감소와 상태감시시스템 적용에 따른 물류 시간의 감소를 눈여겨볼 필요가 있다.

첫째, CTV의 정박 항구를 통영항(Scenario 1)에서 욕지항(Scenario 2 & 3)으로 이동함으로써 대기시간, 이동 시간 및 수리시간이 대폭 줄었다. 앞서 언급하였 듯이 대기시간은 항구에서 단지로의 이동 시간 및

MC 1 MC 2 MC 3 MC 4 MC 5 MC 6 0 2,000 4,000

6,000

8,000 0 2,000,000 4,000,000 6,000,000

Total Downtime [hr] Total Equipment Costs [kEuro]

Scenario 2 Scenario 3 Scenario 1 0 40,000 40,000 ···

0

Fig. 7 Breakdown total downtime and total equipment costs for different maintenance categories

어듦에 따라 대기시간이 대폭 감소하였다. 여기서 수 리시간은 이동 거리 변화와 연관성이 없어 보이지만 실제로는 그렇지 않다. 수리시간은 이동 시간이 길어 짐에 따라 늘어난다. 예를 들어, 오랜 이동 시간으로 인해 하루에 작업을 끝마치기 어려운 경우 이틀에 걸 쳐 작업을 분리해야 하고 마지막 작업이 마무리될 때 까지 풍력터빈은 여전히 작동하지 못하는 상태가 된다.

여기서, 실제 수리시간과 두 번의 수리시간 사이에 풍 력터빈의 작동이 중지된 시간은 모두 수리시간으로 간 주되기 때문이다.

둘째, 로터, 블레이드, 요 기어박스 그리고 발전기와 같은 대형 부품의 갑작스러운 교체를 줄이고 상태기반 유지보수를 추가로 수행함으로써 물류로 인한 작동중 지시간이 대폭 줄어들었다. 이때 물류 시간이란 대형 부품과 장비의 물류 시간을 고려하게 되고 본 연구에 서는 두 가지 요인 중 소요 시간이 오래 걸리는 쪽의 시간을 물류 시간으로 간주하였다.

앞서 살펴본 서로 다른 O&M 전략에 대한 두 가지 큰 변화는 풍력터빈의 O&M 유형에 따른 작동중지 시 간과 연관 지어봄으로써 변화의 이유를 구체적으로 살 펴볼 수 있다. Fig. 7은 O&M 유형에 따른 작동중지 시간에 대해 보여준다.

먼저, O&M 항구 변경과 상태감시시스템 적용에 따 른 변화는 거의 모든 O&M 유형에서 관찰할 수 있다.

특히, MC 4에서는 항구와 단지 사이의 거리 변화의 효과를 눈에 띄게 확인할 수 있다. 물론 MC 4를 제외 한 나머지 유형에서도 약간의 변화는 관찰된다. 특이 한 점은 항구와 단지 사이의 이동 거리 변화에 따른

MC 2로 인한 작동중지 시간의 변화가 거의 없다는 것 이다. 그 이유는 Table 4에 제시된 수리시간을 통해 설명될 수 있다.

MC 4는 최대 24시간 정도의 수리시간이 있어야 하 는 유지보수 유형으로서 MC 2와 비교하면 수리시간이 최대 6배 정도 차이가 난다. 즉, 항구에서 단지로의 이 동하는 시간에 늘어남에 따라 작업이 이틀 혹은 삼일 정도 연장될 수 있다는 의미이다. 결론적으로 수리시 간이 하루 이상 걸리는 유지보수 유형의 경우 항구와 단지 사이의 이동 시간이 짧아지는 경우 전체 수리시 간을 대폭 줄일 수 있는 것이다. 또한, 상태감시시스템 의 효과는 MC6를 통해 분명하게 확인할 수 있다.

MC6는 로터, 블레이드, 요 기어박스 그리고 발전기와 같은 대형 부품의 교체를 위한 유지보수 유형이다. 상 태감시시스템 적용을 통해 상태기반 유지보수로 인해 MC 5의 작동중지 시간이 조금 증가하였으나 24시간

0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000

Material costs Labour costs Costs equipment

Other fixed costs

R e p a ir C o st s [k E u ro /y e a r]

Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Fig. 8 Comparison of annual repair costs related to

equipment, labour, materials and others.

0 1,000 2,000 3,000

4,000 0 500 1,000 1,500 2,000

Total Downtime [hr] Total Equipment Costs [kEuro]

Rotor system - blades

Rotor system - Hub

Blade adjustment Drive train – main shaft/bearing Drive train – brake

system Yaw gearbox

Hydraulic system Control and protection

system of turbine Generator Control and protection

system of generator Generator lead / transmission cables

Transformer

Machinery enclosure Turbine structure /

tower Heating, ventilation,

air conditioning Crane system Lightning protection /

grounding Remote Resets

Scenario 2 Scenario 3 Scenario 1

Fig. 10 Breakdown total downtime and total equipment costs for each components 0

600 1,200 1,800 2,400

MOB/DEMOB Waiting Repair

Eq u ip m en t co st s [k Eu ro /y ea r]

Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Fig. 9 Comparison of the equipment costs related to

MOB/DEMOB, waiting and repair.

이상 수리시간이 있어야 하는 대형 부품의 교체 빈도 를 줄여 그로 인해 발생하는 작동중지 시간을 대폭 줄 일 수 있었다.

Fig. 8은 서로 다른 O&M 전략에 대해 풍력터빈의 실제 유지보수와 관련된 비용을 재료, 인력, 장비 그리 고 기타 비용으로 구분하여 보여준다. 해당 결과는 발

전량 손실에 대한 비용을 제외한 순수 유지보수 활동 을 위해 사용된 비용을 나타내고 있다. 실제 유지보수 비용 중 장비에 드는 비용이 전체 비용에 50% 이상을 차지하며 예비 부품의 비용이 그다음으로 크다.

유지보수 활동과 직접 연관된 수리비용 측면에서 보았을 때, 항구와 단지 사이의 거리 변화에 따른 효 과는 적은 것으로 나타난다.

풍력터빈의 유지보수에 일반적으로 사용하는 CTV의 경우 연간 임대를 하여 사용하다 보니 수리시 간이 단축된다 할지라도 비용적인 측면에서는 큰 변화 가 없는 것이다. 반면, 상태감시시스템을 적용한 경우 는 Fig. 8에 나타난 것과 같이 시스템의 설치를 위해 추가적인 비용이 발생하나 부품 비용이나 장비의 사용 에 따른 비용은 크게 줄어든 것을 확인할 수 있다.

Fig. 7에서 보듯이 상태감시시스템을 적용함으로써 MC 6의 빈도가 줄어들었고 이것은 jack-up 선박의 사 용 빈도가 줄었다는 의미이다. 일반적으로 jack-up 선 박의 경우 O&M 항구에 정박하지 않고 다른 프로젝트 현장과 같이 단지에서 멀리 떨어져 있어 단지까지 동

원하여 O&M 작업을 위해 사용하는데 아주 큰 비용을 지급해야 한다. 또한, 대형 부품 교체의 경우 40시간 이상 작업이 필요하다 보니 큰 비용이 필요할 수밖에 없다(Table 4와 Fig. 9 참조).

결론적으로, 장비의 비용적인 측면에서 봤을 때, 대 형 부품의 교체를 위한 유지보수 활동(MC 6)에 해당 하는 비용이 전체 장비 비용의 80 % 이상을 차지한다.

즉, 전체 O&M 비용을 절감하기 위해서는 대형 부품 의 신뢰성 향상 혹은 상태감시 등을 통한 예방정비를 활성화하여 갑작스러운 고장으로 인한 교체를 최대한 줄여야 한다.

마지막으로, Fig. 10은 풍력터빈의 총 작동중단 시 간과 장비사용에 따른 비용을 풍력터빈의 구성요소별 로 구분하여 보여준다. 일반적으로 유지보수를 위한 작동중단 시간과 장비 비용은 Table 2에 제시된 주요 부품의 고장률과 대체로 비례하는 것을 볼 수 있다.

그중에서 대형 부품에 속하는 블레이드, 요 기어박스 그리고 발전기의 유지보수를 위해 사용되는 장비의 비 용이 전체 장비 비용의 80 % 이상을 차지하는 것으로 나타났으며, 이것은 대형 부품을 교체하기 위해 사용 되는 jack-up 선박의 영향으로 보인다.

서로 다른 O&M 전략에 따른 결과를 비교해보면, 해상풍력단지의 접근성 및 물류 지원성 향상과 대형 부품의 상태감시를 통한 예방정비를 수행한 영향으로 모든 구성품의 작동 중단시간이 줄어들었으며, 그뿐만 아니라 유지보수에 사용되는 장비의 비용을 줄일 수 있는 것으로 확인되었다. 다만, blade adjustment의 경 우 접근성 향상으로 작동 중단시간은 줄어들었으나 비 용적인 측면에서는 큰 변화가 없다. 이것은 단순한 내 부 고장조사 및 내부 크레인을 활용한 유지보수 활동 의 비중이 다른 대형 부품과 비교해 많으므로 CTV로 인해 발생하는 비용 절감의 폭이 조금 작게 나타난 것 으로 판단된다.

5. 결론

본 연구에서는 서로 다른 O&M 전략에 따른 가상 의 해상풍력발전 단지에 대한 O&M 성능을 ECN O&M Tool을 이용하여 평가하였다. 가상의 해상풍력 단지는 경남 통영 인근 욕지도 남해상에 위치하는 것 으로 가정하였다.

해상풍력발전단지와 O&M 항구의 거리 그리고 상 태감시시스템을 통한 대형 부품의 신뢰성 향상에 따른

해상풍력단지의 가동률 및 전체 O&M 비용을 비교하 였다.

첫째, O&M 항구를 통영항(Scenario 1)에서 욕지항 (Scenario 2)으로 변경함에 따라 총 이동 거리가 27 Km 단축되었고 이로 인해 이동 시간이 줄어들어 장비 의 접근성 향상과 물류 지원성 향상에 영향을 주어 전 체 대기시간을 약 34 % 줄이는 것으로 조사되었다. 그 뿐만 아니라, 대기시간의 감소는 단지 전체의 연간 발 전량을 약 1.2 % 향상했고 이것은 약 5,868 MWh의 연간 발전량 증가 효과를 의미한다.

둘째, 상태감시시스템의 활용으로 대형 부품의 신뢰 성을 50 % 향상해 대형 부품의 교체로 발생하는 장비 의 전체 사용 비용을 약 31 % 절감시키는 효과로 나 타났다. 상태감시시스템 도입을 위해 투입된 비용을 고려해 보았을 때 아주 큰 비용 절감 효과라고 보인다.

이러한 효과는 부품의 상태를 기반으로 하는 예방정비 를 통해 사후 유지보수와 비교해 물류의 부담을 줄일 수 있었기 때문이다. 다시 말해, 대형 부품 교체의 빈 도를 줄임으로써 유지보수 활동에 사용되는 특수 선박 에 드는 비용을 크게 줄임으로써 전체 O&M 비용을 절감하는 데 이바지하였다.

결론적으로, 해상풍력단지의 접근성 및 물류 지원성 을 향상과 대형 부품의 상태감시를 통한 예방정비를 수행함으로써 연평균 가동률은 약 2 % 향상되었다. 이 것은 약 9,572 MWh의 연평균 발전량 증가를 의미한 다. 그뿐만 아니라, 발전량 손실에 따른 비용과 O&M 활동에 투입된 전체 비용을 고려했을 때, 약 50억 이 상의 비용을 줄일 수 있는 것을 확인하였다.

본 연구에서 제시한 결과의 수치는 많은 통계적인 입력 값과 일부 가정을 통해 도출된 값이므로 제안된 O&M 전략들의 상대적인 평가에 국한되어야 함을 언 급한다.

후기

본 연구는 정부(산업통상자원부)의 재원으로 한국에너 지기술평가원의 지원을 받아 수행한 연구임

(No. 20183010025330 & No. 20193010025810) 참고문헌

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